Диплом № 2310 Модернизация схемы водоподгото- вительной установки водогрейной котельной со снятием тепла с дополнительной поверхности нагрева КВГМ-100
Аннотация
«Модернизация схемы водоподгото- вительной установки водогрейной котельной со снятием тепла с дополнительной поверхности нагрева КВГМ-100».
Миасс: ММФ ЮУрГУ кафедра Гидравлики и теплотехники, 2010г, 117 с. Библиография – 10 наименований, 8 листов чертежей Ф А1.
В данном дипломном проекте проведена модернизация схемы водоподготовительной установки водогрейной котельной со снятием тепла с дополнительной поверхности нагрева КВГМ-100.
В обеспечение принимаемых решений было проведено:
1) Тепловые расчеты котла до и после модернизации. Из расчетов получена экономия топлива 236,8 т у.т./год за счет уменьшения температуры уходящих газов и, как следствие, увеличение КПД котла.
2) Тепловой расчет паропровода, в котором посчитано уменьшение тепловых потерь после модернизации схемы на 367,7 Гкал.
3) Аэродинамический, гидравлический и расчет на прочность труб.
4) Расчет концентрации вредных веществ в приземном слое.
5) Проанализированы вопросы обеспечения безопасности при эксплуатации оборудования.
6) Технико-экономический расчет показал наличие экономической эффективности проекта, срок окупаемости 1,37 года.
СОДЕРЖАНИЕ
1 Введение 6
2 Котельная установка и связное оборудование
водоподготовительной установки 8
2.1 Описание котла 8
2.2 Автоматизация 12
2.3 Топливный тракт 15
2.4 Топочное устройство котла КВГМ-100 18
2.5 Описание системы перегрева сетевой воды в ДПН 21
3 Расчетное обоснование принимаемых решений по
установке ДПН 25
3.1 Тепловой расчет котла КВГМ-100 25
3.2 Аэродинамический расчет котла КВГМ-100 58
3.3 Расчет на прочность труб ДПН котла КВГМ-100 76
3.4 Гидравлический расчет ДПН котла КВГМ-100 78
3.5 Тепловой расчет паропровода от ТЭЦ до ВК №2 80
4 Защита окружающей среды 84
5 Безопасность жизнедеятельности 90
6 Технико-экономические показатели проекта 107
7 Заключение 116
8 Литература 117
Приложение: Графическая часть на 8 листах, ф.А1
Внимание!
Диплом № 2310. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word.
Оплата. Контакты.
1 Введение
Для приготовления подпиточной воды теплотрассы на водоподготовках водогрейных котельных необходимо нагревать ее до температуры насыщения соответствующей давлению в вакуумных деаэраторах котельных, для чего используется отборный пар турбогенераторов. На водогрейной котельной №2 для подготовки подпиточной воды используется пар I-го производственного отбора турбин.
ТЭЦ и водогрейные котельные №1, 2 обеспечивают выработку электроэнергии, горячей воды для отопления и горячего водоснабжения ОАО АЗ «Урал», центральной части г. Миасса и других потребителей. Пар I-го производственного отбора турбин также отпускается с ТЭЦ сторонним и заводским потребителям на технологические нужды.
Из-за большой протяженности паропровода, так как котельная находится на значительном удалении от ТЭЦ (более 1 км.), происходят значительные потери по температуре и давлению пара, в связи с чем на водогрейной котельной №2 имеет место случаи недогрева химочищенной воды до требуемой температуры, что приводит к нарушению химрежима приготовления подпиточной воды тепловой сети и, как следствие, к появлению коррозии поверхностей нагрева водогрейных котлов и трубопроводов теплотрассы.
Предложение по модернизации тепловой схемы водоподготовительной установки позволит заместить часть тепла отборного пара турбин теплом воды повышенных параметров получаемым в специально смонтированных в поворотных камерах котлов КВГМ-100 дополнительных поверхностях нагрева (ДПН). Кроме снижения потерь тепла при транспортировке перегретого пара от ТЭЦ до водогрейной котельной и потерь конденсата пара, данная схема позволит качественно проводить деаэрацию воды за счет доведения ее до температуры выше температуры насыщения на 3-5С при данном вакууме в деаэраторе, при любом составе работающих турбин в зимнее время.
Тепло с ДПН получим за счёт пропуска части сетевой воды через неё. Предусмотрены две схемы подачи воды на ДПН: при нагрузках котла до 50 Гкал/ч вода подаётся на ДПН с выхода котла и затем нагревается продуктами сгорания, выходящими из топки; при нагрузках котла более 50 Гкал/ч вода на ДПН подаётся с входа котла и так же нагревается до требуемой температуры. Данные схемы предусмотрены для исключения вскипания воды в ДПН при различных тепловых нагрузках котлов.
После ДПН перегретая вода с температурой 120-140оС подаётся на водоводяные теплообменники установленные в схеме химводоочистки для нагрева исходной воды и в схеме насосно-деаэрационной установки для нагрева химочищенной воды. Так же перегретая вода поступает на окончательную регулировку температуры химочищенной воды в смесительный коллектор непосредственно перед деаэратором.
Кроме получения устойчивого химрежима водоподготовки согласно требуемым ПТЭ нормам, данное предложение позволяет улучшить экономические показатели работы самих котлов. За счёт снижения температуры уходящих газов мы снижаем данную составляющую потерь тепла q2, что приведёт к снижению расхода топлива на вырабатываемую тепловую энергию котлов.
2 Котельная установка и связное оборудование водоподготовительной установки
2.1 Описание котла
Котел имеет прямоточную П – образную бескаркасную компоновку с облегченной обмуровкой, укрепляемой на экранных трубах. Котёл предназначен для работы по температурному графику 150/70°С. Площадки для обслуживания котла крепятся к самостоятельным металлоконструкциям, опирающимся на портал котла. Конструкция котла представлена в графической части дипломного проекта. Топочная камера котла и задняя стенка конвективной части поверхности нагрева котла состоит из трех пакетов. Каждый пакет набирается из U- образных ширм, выполненных из труб d=28×3мм. Ширмы в пакетах расположены параллельно фронту котла и расставлены таким образом, что их трубы образуют в шахматном порядке пучок с шагом S1=64мм и S2=40мм.
Боковые стены конвективной шахты закрыты трубами d=83×3,5мм с шагом 128 мм служащие одновременно коллекторами ширм. Все трубы образующие экранные поверхности котла, вварены непосредственно в коллектор d=273×11 мм. Для удаления воздуха из трубной системы при заполнении котла водой на верхних коллекторах установлены воздушники. Взрывные предохранительные клапана установлены на потолке топочной камеры.
Для удаления наружных отложений с труб конвективных поверхностей нагрева котла оборудована установка газоимпульсной очистки.
Обмуровка котла облегченная, натрубная, толщина около 110мм, состоит из трех слоев: шамотобетона, совелитовых плит, минераловатных матрацев и магнезиальной обмазки. На фронтальной стенке котла установлены три газомазутные горелки с ротационными форсунками, причем третья горелка размещена сверху во втором ряду.
Ротационные горелки РГМГ-30 — механические с мазутными форсунками механического распыления и водяным охлаждением.
Производительность горелки РГМГ-30 составляет:
По природному газу 4175м3/час
По мазуту 3855 кг/час.
Тепловой и аэродинамический расчеты котла представлены далее в пояснительной записке. На рисунке 1 показана схема движения воды в котле КВГМ-100 при работе в основном режиме. Вода с температурой 70° С и давлением 1,0-2,5 МПа подается во фронтовой экран топочной камеры, затем направляется в боковой экран, после чего поступает в промежуточный экран, откуда входит в конвективную часть и боковые экраны. Выход воды из котла с температурой не выше 150° С происходит из заднего экрана конвективной шахты. Скорость движения воды по тракту котла лежит в пределах 1,6 – 1,8 м/с. Продувка котла из коллекторов экранов производится по специальным трубопроводам в коллектор дренажей .
Технические характеристики котла КВГМ-100 приведены в таблице 1
Таблица 1 – Технические характеристики котла КВГМ-100
Наименование
Ед. измерения Значение
1 2 3
1. Теплопроизводительность Гкал/час 100
2. Расход воды т/час 1235/2460
3. Расход топлива:
— природный газ м3/час 12520
— мазут кг/час 9000
4.Температура уходящих газов:
-работа на газу: °С 140
-работа на мазуте: °С 175
5. Лучевоспринимающая поверхность м2 325
6. Объём топочной камеры м3 388
7. Тип и число горелок шт. 3 РГМГ-30
8. Теплонапряжение топочного объёма Ккал/(м3 *час) 280*103
9. Тепловая нагрузка лучевоспринимающих поверхностей:
-работа на газу; Ккал/(м3 *час) 116*103
-работа на мазуте Ккал/(м3 *час) 137*103
10. Поверхность нагрева:
-радиационная м2 325
— конвективная м2 2385
11. Расчетная температура воды на выходе из котла: °С 150
12. КПД котла:
— работа на газ; 92,7
-работа на мазуте 91,3
Рисунок 1 – Схема движения воды в котле КВГМ – 100
2.2 Автоматизация
Надежная, экономичная и безопасная работа котельной с минимальным числом обслуживающего персонала может осуществляться только при наличии теплового контроля, автоматического регулирования и управления технологическими процессами, сигнализации и защиты оборудования.
Объем автоматизации принимается в соответствии со СНиП II-35-76 и требований завода изготовителя тепломеханического оборудования. Для автоматизации применяются серийно выпускаемые приборы и регуляторы.
Общими задачами контроля и управления любой энергетической установки, в том числе котла является обеспечение:
— выработки в каждый момент времени необходимого количества теплоты (пара, горячей воды) при определенных параметрах.
-экономичности сжигания топлива, рационального использования электроэнергии для собственных нужд установки и сведения потерь теплоты к минимуму.
— надежности и безопасности, то есть установление и сохранение нормальных условий работы каждого агрегата, исключающих возможность неполадок и аварий.
Схема автоматизации разработана в соответствии со следующими принципами:
— параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса на установленных режимах, измеряются показывающими приборами.
параметры, измерения которых могут привести к аварийным ситуациям, контролируются сигнализирующими приборами.
— параметры, учет которых необходим для хозяйственных расчетов или анализа работы оборудования, контролируются самопишущими или интегрирующими приборами.
Задачей автоматического регулирования теплоисточника является поддержка температуры воды, подаваемой в теплосеть, на заданном уровне, определяемом в соответствии с температурным графиком при экономичном сжигании используемого топлива, стабилизации основных параметров работы котельной.
Температура воды, подаваемой в теплосеть в соответствии с отопительным графиком, поддерживается на данном уровне ”холодный перепуск”. Заданный расход воды, независимо от количества рабочих котлов, обеспечивается регулятором расхода (клапаном на линии рециркуляции), получающим импульс по перепаду давлений между коллекторами прямой и обратной сетевой воды котлов.
Регулятор подпитки обеспечивает содержание заданного давления в обратном трубопроводе сетевой воды котлов.
Для обеспечения качественной деаэрации предусмотрены вакуумные деаэраторы, устойчивая работа которых поддерживается регуляторами уровня и давления.
Для котлов предусмотрено регулирование процесса горения с помощью регуляторов разрежения воздуха и топлива.
Стабилизация давления мазута и горелки котла осуществляется общекотельным регулятором давления.
При сжигании природного газа температура воды на входе в котел поддерживается по режимной карте.
Система аварийной защиты обеспечивает безопасность работы котла путем прекращения подачи топлива при:
— отклонении давления газа,
— отклонении давления воды на выходе из котла (низко-7кгс/см2, высоко-12,5кгс/см2),
— уменьшение расхода воды через котел (низко 800 т/ч),
— уменьшение расхода воды через ДПН (низко 80 т/ч),
— повышение температуры воды за котлом (высоко-150 0С),
— погасание факела в топке,
— уменьшение тяги,
— понижение давления воздуха,
— аварийное состояние дымососа,
— неисправность цепей или исчезновение напряжения в системе автоматики.
Операции по пуску и остановке котла происходят автоматически от “кнопки”. Аварийный сигнал остановки котла вынесен на щит КИП.
Регулятор температуры получает сигналы с датчиков, размещенных в подающем и обратном трубопроводах сетевой воды, и воздействует на исполнительный механизм регулирующего органа на газо- или мазуто-проводе, регулируя интенсивность процесса горения. Одновременно регулятор изменяет расход газа с помощью диафрагмы и воздействует на направляющий механизм дутьевого вентилятора, изменяя расход воздуха до необходимого для горения топлива с заданным коэффициентом избытка воздуха. Регулятор разрежения получает сигнал от датчика расположенного в топке котла и изменяет подачу дымососа с помощью исполнительного механизма на направляющем аппарате, таким образом, чтобы разрежение в топке поддерживалось в заданных пределах.
Выбор уставки сигнализации ДПН
ДПН оснащена сигнализацией максимальной температуры воды на выходе с выводом сигнала на щит котла. По нормативным документам выбор уставки сигнализации по повышению температуры воды должен быть не менее чем на 200С ниже температуры насыщения при данном давлении (ПБ 10-574-03(п. 6.7.4)). По техническим данным давление в котле равно 12 кгс/см2, температура насыщения равна 1800С. Поэтому уставку сигнализации температуры теплоносителя после ДПН выбираем 1500С.
2.3 Топливный тракт котельной
Снабжение существующей котельной природным газом предусмотрено от газорегуляторного пункта (ГРП), находящегося вне помещений котельной на специально отведенном участке территории предприятия, огражденного забором и имеющим специальное помещение для аппаратуры и оборудования ГРП.
К ГРП по подземному газопроводу высокого давления до 1,2 МПа диаметром 530×7 подается газ от городской газораспределительной станции. Прокладка наружных газопроводов выполнена в соответствии с требованиями СНиП-П-89-80.
Общий вид и схема газопроводов ГРП представлены на рис. 2.
Оборудование и устройства ГРП включают в себя:
— фильтры для очистки газа от механических примесей (пыли, окалины),
— предохранительный запорный клапан — для полного автоматического
отключения подачи газа за регулятором давления сверх заданных
пределов,
— регулятор давления — для обеспечения автоматического снижения
давления газа и поддержания его значений на определенном уровне
независимо от изменения расхода газа на котлы и колебаний давления на
входном газопроводе,
— предохранительное сбросное устройство (ПСУ) — для сброса некоторого количества газа в атмосферу при возможных кратковременных1
повышениях его давления за регулятором, чтобы избежать отключения
газа на котельную,
— вместо байпаса предусмотрена резервная линия редуцирования — для
подачи газа во время ревизии или ремонта оборудования,
— сбросные и продувные трубопроводы,
— запорные задвижки.
В помещении ГРП также установлены следующие средства измерения:
— манометры показывающие и самопишущие, измеряющие давление газа перед регулятором и за ним,
— дифференциальные манометры измеряющие перепад давления на
фильтре,
— термометры показывающие и самопишущие, измеряющие температуру газа,
— сужающие устройства (диафрагма) и дифференциальный манометр-
расходомер, измеряющий расход газа.
Трубопроводы продувочные и от ПСУ выводятся наружу в места, обеспечивающие безопасное рассеивание газа не менее чем на один метр выше карниза крыши. Диаметр продувочных трубопроводов должен быть не меньше 20 мм.
На вводе газопровода в котельную с давлением 2,5 МПа на высоте не более 1,5 м от пола устанавливается отключающая задвижка. Газопроводы к котлам прокладываются в виде тупиковых ответвлений от магистрали. На газопроводе к котлу устанавливают общее отключающее устройство с электроприводом (задвижка 1) и для быстрого прекращения подачи газа -электромагнитный клапан (2). На прямом участке газопровода установлена диафрагма для измерения расхода газа (3). Заслонка (4) обеспечивает подачу газа на коллектор котла. Давление и расход на горелках котла регулируется газовыми кранами (5). Для автоматического розжига котла используется, газопровод на запальники горелок (6). Перед каждой горелкой предусмотрена установка манометров для измерения давления газа и воздуха. Газопроводы снабжаются свечей, отводящей газ при продувке газопроводов, в атмосферу (7).
Для снабжения котельной резервным топливом — мазутом оборудовано мазутное хозяйство. В него входят: устройства для слива мазута из цистерн, мазутонасосная, резервуары для хранения 10-ти суточного запаса топлива и коммуникации для мазута, пара и конденсата.
Подача мазута к форсункам осуществляется с непрерывной циркуляцией мазута за счет насосов.
Регулирование подачи мазута производится с помощью регулировочного клапана с импульсом по нагрузке котла. Для обеспечения взрывобезопасности на мазутопроводе котлоагрегата установлены запорные устройства с дистанционным электрическим и механическим приводом, устройство для продувки мазутопроводов и форсунок паром, а также быстрозапорный клапан.
На отводе к рециркуляционной магистрали установлены запорный орган с дистанционным электрическим и механическим приводом, устройство для установки заглушки и быстрозапорный клапан.
Рисунок 2 – Схема топливного тракта
2.4 Топочное устройство котла КВГМ — 100
Газо-мазутное горелочное устройство должно обеспечивать оптимальное условие для правильного смешивания топлива с воздухом, горение смеси и передачи теплоты от факела к тепловоспринимающим поверхностям нагрева.
Газовые горелки различаются по способу смешивания сжигаемого газа с воздухом. Существуют следующие группы горелочных устройств:
• Горелки, газ и воздух в которых предварительно не смешиваются и подаются в топку раздельными потоками;
• Горелки, которые обеспечивают поступление в зону горения потока газовоздушной смеси, содержащей весь необходимый для горения воздух, но конструкция смесителя обеспечивает только грубое предварительное смешивание газа с воздухом;
• Горелки, в которых весь воздух предварительно хорошо перемешивается с газом в специальных смесителях.
В зависимости от способа распыления мазута форсунки делят на:
• Механические (за счет давления мазута);
• Паровые (за счет энергии паровой струи);
• Паро-механические;
• Воздушные высоконапорные или низконапорные;
• Ротационные (центробежные).
Котел КВГМ – 100 оборудован тремя горелками РГМГ – 30 (ротационная газо-мазутная). К достоинствам этой горелки можно отнести: бесшумность при работе, широкий диапазон регулирования, а так же экономичность эксплуатации, так как расход энергии на распыления ниже, чем при механическом, паровом или воздушном распылении.
Распыление жидкого топлива в ротационных форсунках происходит за счет сбрасывания пленки мазута с быстро вращающегося стакана, на который вытекает мазут, подаваемый под небольшим давлением.
Рассмотрим устройство горелки РГМГ-30. Основными частями горелочного устройства являются: ротационная форсунка, газовая часть периферийного типа, воздухо – направляющее устройство вторичного воздуха. Ротор форсунки представляет собой полый вал, на котором закреплены питатели и распыливающий стакан.
Ротор приводится в движение от асинхронного электродвигателя с помощью клиноременной передачи. В передней части форсунки установлен завихритель первичного воздуха аксиального типа с профильными лопатками, установленными под углом 30°.
Первичный воздух от вентилятора первичного воздуха подается к завихрителю через специальные окна в корпусе форсунки.
Воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха состоит из воздушного короба, завихрителя аксиального типа с профильными лопатками, установленными под углом 40°, и переднего кольца, образующего устье горелки.
Газовая часть горелки периферийного типа состоит из газораспределяющей кольцевой камеры с однорядной системой газовыдающего отверстия одного диаметра и двух газоподводящих труб.
Горелки устанавливаются на коробе дутья, который крепится к вертикальным камерам фронтового экрана. Из этого короба вторичный воздух поступает в регистры горелок. Ротационные газомазутные горелки требуют так же подвода первичного воздуха, который подается от высоконапорного вентилятора. К РГМГ – 30 устанавливается по одному вентилятору типа 30ЦС – 85 на каждую горелку. Электродвигатели вентиляторов имеют частоту вращения 3000 об/мин. и мощность 7,3 кВт.
Таблица14 — Характеристики горелок РГМГ-30
Показатель Единица
измерения Значение
Номинальная тепловая мощность МВт
(Гкал/ч) 34,8
(30)
Коэффициент рабочего регулирования тепловой
мощности. — 7
Давление мазута перед форсункой МПа 0,2
Давление газа перед горелкой кПа 41
Давление первичного воздуха кПа 9
Аэродинамическое сопротивление по вторичному
воздуху. (при t=10°С) кПа 2,5
Вязкость мазута перед форсункой Ст 8
Коэфф. избытка воздуха за топкой при сжигании
мазута. 1,05-1,1
Коэфф. избытка воздуха за топкой при сжигании газа. 1,06
Номинальный расход газа при Qнр=40,38 мДж/кг кг/час 3370
Номинальный расход газа Qнр=35,4 мДж/м3 м3/час 4060
Марка Электродвигателя. АОЛ-2-31-2М101
Мощность электродвигателя кВт 7,3
Масса горелки кг 788
Габаритные размеры горелки:
-длина
-ширина
-высота мм
1422
1300
1750
2.5 Описание системы перегрева сетевой воды в дополнительной поверхности нагрева котла КВГМ -100
Система перегрева сетевой воды в дополнительной поверхности нагрева (ДПН) котлов КВГМ служит для повышения температуры сетевой воды, предназначенной для подмеса в химочищенную воду перед СКУ деаэратора и подачи на водоводяные теплообменники химочищенной и исходной воды. Данная система позволяет качественно проводить деаэрацию воды за счет доведения ее до температуры выше температуры насыщения на 3 — 5 °С при данном вакууме в деаэраторе, и уменьшить потребление пара I –го производственного отбора, за счет нагрева приготавливаемой воды в водоводяных теплообменниках вместо пароводяных. Сетевая вода, поступающая для подмеса в химочищенную воду перед СКУ, является балластным объёмом, уменьшающим истинную подпитку теплотрассы, т.е. в работе необходимо стремиться к уменьшению количественной составляющей этой сетевой воды, взятой с выхода котлов, через дополнительные поверхности нагрева этих же котлов мы получили дополнительный нагрев ее и, соответственно, уменьшение потребного количества сетевой воды на подмес в химочищенную воду для нагрева ее до штатной температуры.
2.5.1 Описание системы
В поворотной камере котлов КВГМ разместили дополнительно поверхности нагрева. ДПН состоит из входного и выходного коллекторов Ø219х8 и 102 Г-образных змеевиков, выполненных из труб Ø38х3,5. Движение сетевой воды через ДПН организовано из нижнего в верхний коллектор. Причем в нижний коллектор вход воды с обеих сторон, а в верхнем коллекторе выход один по центру. Движение жидкости происходит через змеевики по трехходовой схеме с двух сторон к центру. Это сделано для увеличения скорости потока жидкости по змеевикам — не менее 0,5 м/с [5]. Коллектора секционированы для организации многоходовой схемы движения воды путем установки заглушек. Общая поверхность нагрева ДПН КВГМ составляет 55м2.
На ДПН котла вода может поступать по двум схемам: 1) из трубопроводов выхода с котлов до отсекающей задвижки котлов; 2) непосредственно перед входом в котел. На каждом трубопроводе к ДПН имеется задвижка Ду 200 и расходомерная шайба.
После ДПН перегретая вода по трубам Ø219 подается в трубопровод «сетевая вода на СКУ» через отсекающие задвижки, расположенные на деаэраторной площадке; далее по этому трубопроводу через расходомерную шайбу и узел регулирования перегретая вода идет на подмес в ХОВ в смесительном коллекторе. Остальная часть перегретой воды опускается по трубопроводу «сетевая вода на СКУ» и поступает на водоводяные теплообменники ХОВ и исходной воды, и после отдачи тепла сбрасывается в коллектор всаса сетевых насосов.
Для поддержания номинального расхода воды на ДПН котлов при снижении или отсутствии подмеса сетевой воды на СКУ, и при отключении водоводяного теплообменника, существует линия сброса перегретой воды в трубопровод обратной сетевой воды, на ней установлены две задвижки Ду 200 и регулятор расхода воды, управляемый со щита управления котельной.
2.5.2 Работа системы
Перед растопкой котла вода подается в ДПН этого котла, для этого открывается задвижка Ду 200 «Вода на ДПН» (поз.1 см. рис.3) при первой схеме, или (поз.7,8) при второй схеме подпитки. После заполнения контура ДПН водой осуществляется циркуляция через поверхность, для этого открывается задвижка выхода с ДПН (поз.3), подается вода на водоводяные теплообменники исходной и химочищенной воды открытием задвижек (поз.4) и (поз.5). При подаче перегретой воды на в/в теплообменники, через них должен быть расход нагреваемой воды. Регулятором Ду 200 (поз.6) корректируется номинальный расход через ДПН, при открытии регулятора на сброс в обратный коллектор сетевой воды увеличивается расход перегретой воды через ДПН.
Оптимальный режим работы системы – температура воды в ДПН порядка 145°С, регулятор расхода перегретой воды в обратный трубопровод закрыт, оставшийся объём перегретой воды пропускается через водоводяные теплообменники.
При работе системы перегрева воды в ДПН нужно стремиться к полной загрузке водоводяных теплообменников по перегретой воде. Регулирование температуры ХОВ на деаэратор нужно производить изменением подачи пара на пароводяные теплообменники, а окончательную корректировку температуры ХОВ перед СКУ – изменением количества подмешиваемой воды в смесительном корректоре.
Рисунок 3. Схема подключения ДПН котлов КВГМ в схему НДУ
3 Расчетное обоснование принимаемых решений по установке ДПН
3.1 Тепловой расчет котла КВГМ-100
3.1.1 Исходные данные
1) Теплопроизводительность котла – 100 Гкал/ч;
2) Топливо – природный газ;
3) Параметры воды:
• температура на входе в котёл, tВХ=70°С;
• температура на выходе из котла, tВЫХ=150°С;
• расчетное давление на входе в котел, РВХ= 10-25 кг/см2.
4) Температура наружного воздуха, tн=30°С.
Состав газа: СН4-94,16%, С2Н6-2,49%, С3Н8-0,38%, С4Н10-0,24%, N2-2.6%,
СО2-0,13%.
Теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1 м3 газа, V0В=9,54м3/м3.
Содержание сухих 3-х атомных газов в продуктах сгорания, VRO2=1,01м3/м3.
Количество азота в дымовых газах, поступившего из воздуха, V0N2=7,56м3/м3.
Объём водяных паров, содержащихся в дымовых газах, при стехиометрическом горении, V0Н2О=2,14 м3/м3
Полный действительный объём дымовых газов V0Г=10,72м3/м3.
3.1.2 Выбор коэффициента избытка воздуха
При тепловом расчете воздуха коэффициенты избытка воздуха на выходе из топки α´´ и присоса воздуха в отдельных элементах котла принимают на основе обобщенных данных эксплуатации котлоагрегатов. Значение расчетного коэффициента избытка воздуха в отдельных сечениях газохода определяем по формуле:
где (1)
— расчетный коэффициент избытка воздуха в рассматриваемом элементе;
— сумма присосов воздуха во всех газоходах, расположенных между топкой и рассматриваемым сечением газохода.
Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки, по таблице 2, составляет =1,1; присосы воздуха в газаходах котла =0,1.
Следовательно, коэффициент избытка воздуха в конвективном пучке:
(2)
Объём продуктов сгорания газообразного топлива при α > 1 отличается от теоретического на величину объёма воздуха и водяных паров, поступающих в котлоагрегат с избытком воздуха. Результаты сведены в таблицу 2.
Таблица 2 — Коэффициента избытка воздуха
Величина Ед. измерения Участок газохода.
Топка Конвективный
пучок
Расчетный коэффициент избытка воздуха, α”т
Среднее значение коэффициента избытка воздуха, αср
VR2=VN20 +(α-1)V0
VН2О=VН2О0 +0,0161(α-1)V0
VГ=VRО2 + VR2+ VН2О
rRО2= VRО2/ VГ
rН2О= VН2О/ VГ
rn= rRО2+ rН2О
—
—
м3/м3
м3/м3
м3/м3
—
—
—
1,1
1,075
8,245
2,152
11,407
0,089
0,188
0,277
1,2
1,15
8,956
2,163
12,129
0,083
0,176
0,259
3.1.3 Энтальпия воздуха и продуктов сгорания
Энтальпия теоретического объёма воздуха и продуктов сгорания, отнесенная к одному кубометру сжигаемого топлива при температуре υ дымовых газов рассчитывается по формуле:
IВ0 =V0(ct)B, Ккал/м3 (3)
Ir0 = VRO2(cυ)RO2+V0N2(υc)N2+V0H2O(υc)H2O, Ккал/м3. (4)
где (ct)B, (cυ)RO2, (υc)N2, (υc)H2O – удельные энтальпии воздуха, трехатомных газов, азота и водяных паров. Ккал/м3.
Энтальпия продуктов сгорания на 1м3 топлива при α >1 рассчитывается по формуле: Ir = Ir0+(α — 1)IB0. (5)
Результаты расчета сведены в таблицу 3.
Таблица 3 — Энтальпия теоретического объёма воздуха и продуктов сгорания
t 0C IB0
Ккал/м3 Ir0
Ккал/м3 αT αкп
I,
Ккал/м3 ∆I
Ккал/м3 I,
Ккал/м3 ∆I
Ккал/м3
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100 352
710
1077
1453
1840
2235
2640
3059
3436
3920
4356
4794
5244
5704
6156
6612
7079
7551
8033
8507
8986 301
606
917
1233
1557
1889
2230
2573
2916
3269
3631
3993
4355
4727
5099
5470
5842
6207
6595
6976
7357
2863
3316
3777
4247
4719
5193
8172
8692
9204
9722
453
461
469
474
520
512
517 412
831
1260
1699 419
429
439
3.1.4 Тепловой баланс и расход топлива котельного агрегата
Соотношение, связывающего прихода тепла от сгорания топлива в котельный агрегат (располагаемая теплота топлива Qрр), полезно используемая теплота, уносимая горячей водой и потери в окружающую среду называют тепловым балансом котельного агрегата.
Для действующего котла тепловой баланс составляют на основании результатов тепловых испытаний с целью получения данных для анализа эффективности его работы. При тепловом расчете тепловой баланс составляют, используя нормативные данные, для определения расчетного расхода топлива проектируемого котла. Тепловой баланс составляем в расчете на 1 м3 располагаемой теплоты топлива Qрр, определяемой по формуле:
Qрр = QНр+ QВ.ВН.+ QФТ, (6)
где QНр =8600Ккал/м3 – низшая теплота сгорания газа, заданного условием,
QВ.ВН =β´(IВ0 – Iх.В) – количество теплоты, внесенное воздухом при подогреве его вне котельного агрегата – не учитываем, т.к воздух забирается для подогрева из котельной при tх.В =30°C,
QФТ =стл*tтл – физическое тепло, где стл = Σrici.
ССН4 =0,3722 Ккал/(м3 0С) rCH4 = 0,9416
СС2Н6 =0,5348 Ккал/(м3 0С) rC2H6 = 0,0221
СС3Н8 =0,791Ккал/(м3 0С) rC3H8 = 0,0038
СС4Н10=0,9988 Ккал/(м3 0С) rC4H10 = 0,0024
СN2 =0,3092 Ккал/(м3 0С) rN2 = 0,026
Таблица 4 — Расчет теплового баланса котлоагрегата и расход топлива
Величина Ед. изм. Расчет
Наименование Обозн. Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Располагаемая
теплота топлива Qрр QHP+QB.BH+Qфт Ккал/м3 8600+0+0,378*15=8605,67
Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива q3 По таблице % 0,5
Потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива q4 По таблице % Не учитываем
Температура уходящих газов tyx По заданию °C 140
Энтальпия уходящих газов Iyx Ккал/м3 580
Температура воздуха в
котельной txВ. По выбору °С 30
Энтальпия воздуха в котельной I0 xВ Ккал/м3 90,3
Окончание таблицы 4
Величина Ед. изм. Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Потеря теплоты с уходящими газами q 2
%
Потеря теплоты от наружного охлаждения q5 По таблице % 0,45
Сумма тепловых потерь Σq q3 + q2 + q4+ q5 % 6,48+0,5+0,45=7,43
КПД котельного агрегата пг
100-Σq % 100-7,43=92,57
Коэффициент сохранения теплоты φ
—
Теплопроизводительность агрегата Qк. По заданию Гкал/час 100
Расход воды через котел GВ
т/час
Полный расход топлива В
м3/час
Расчетный
расход топлива Вр
м3/час 12420
3.1.5 Расчет конструктивных характеристик топки
Топочным устройством или топкой называют часть котла, которая предназначена для сжигания топлива с целью получения заключенного в нем тепла. Вместе с тем топка является теплообменным устройством, в котором поверхностям нагрева отдается излучаемое тепло, выделяющееся при горении топлива.
Таблица 5 — Расчет конструктивных характеристик топки
Величина Единица. Расчет
Наименование Обозн. Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Активный
объём топочной камеры Vт По конструктивным
размерам м3 388
Тепловое напряжение объёма топки:
расчетное
допустимое
qv
кВт/м3
qv По табл. кВт/м3 460
Количество
горелок n По конструкции котла шт. 3
Теплопроизводитель- — ность горелки Qг 1,25(ВQНр/n)10-3 МВт
Тип горелки — По таблице — РГМГ-30
3.1.6 Поверочный расчет теплообмена в топке
При проверочном расчете теплообмена в топке, по ее тепловым и конструктивным характеристикам, определяют температуру газов на выходе из топки Результаты расчета сводятся в таблицу 6.
Таблица 6 — Расчет теплообмена в топке
Величина Ед. изм. Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или
способ определения
1 2 3 4 5
Суммарная
площадь поверхности стен
топки и камеры сгорания Fст По конструктивным
размерам. м2 331,4
Площадь лучевосприни-
мающей поверхности
топки и камеры сгорания Нл То же м2 325
Эффективная толщина
излучающего слоя S
м
Коэффициент тепловой
эффективности
лучевоспринимающей
поверхности Ψср
—
Высота топки
(до середины выходного
окна) Нт По констр. размерам м 9,58
Продолжение таблицы 6
Величина Единица Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула
или способ
определения
1 2 3 4 5
Высота расположе-
ния горелок hГ То же м 1,5
Коэффициент Хг h г/Hт м 0,157
Параметр,
учитывающий
распределение
температур в топке М 0,52-0,3Хг — 0,52-0,3*0,157=0,509
Коэффициент
избытка воздуха в
топке αт” Расчет в предыдущем
разделе — 1,1
Присос воздуха в
топке ∆α То же — 0,1
Температура
воздуха в котельной tX.B По заданию °С 30
Энтальпия
холодного
воздуха IX..B По табл. Ккал
/м3 90,3
Продолжение таблицы 6
Величина Единица Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула
или способ определения
1 2 3 4 5
Количество
теплоты
вносимое в топку
воздухом QB
Ккал/м3
Полезное
тепловыделение в
топке Qт
Ккал/м3
Адиабатическая
температура
горения А
По I-υ табл. °С 1894
Температура газов
на выходе из
топки т”
По предварительному
выбору °С 1060
Энтальпия газов
на выходе из
топки I т” По I-υ таблице. Ккал/м3
4530,22
Средняя
суммарная
теплоемкость
продуктов сгорания Vccp
Ккал/м3
Объёмная доля
водяных паров rH2O Из предыдущих расчетов — 0,089
То же трехатомных
газов rRO2 То же — 0,188
Окончание таблицы 6
Величина Ед. изм. Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула
или способ
определения
1 2 3 4 5
Суммарная доля
трехатомных газов rn rH2O+ rRO2 — 0,277
Суммарная
поглощательная
способность
трехатомных газов prnS prnS м*МПа 0,1*0,277*4,22=0,0277
Коэффициент
ослабления лучей
трехатомными газами kзл
1/м*МПа
Коэффициент
ослабления лучей
несветящейся частью
топочной стреды Кns kГrn 1/м* МПа 4,56*0,277=1,265
Суммарная оптическая
толщина газового
потолка kps KНСPS — 4,56*0,0277*4,22=0,53
Степень черноты топки аТ
—
Тепловая нагрузка стен
топки gФ Вр*QT/Fст Ккал/
ч*м2
Общее тепловосприятие
топки Qлт φ (Qt – I”m) Ккал/м3 0,995(8662-4530)=4111
3.1.7 Расчет теплообмена в конвективной шахте
Конвективными являются поверхности нагрева, в которых процесс передачи тепла осуществляется путем конвективного теплообмена. Конвективные пучки получают тепло не только путем конвективного теплообмена, но и теплоту прямого излучения топки. При расчете такой поверхности нагрева используют методику расчета конвективных поверхностей нагрева с учетом тепловосприятия прямого излучения топки. Расчет конвективной поверхности сводим в таблицу 7.
Таблица 7 — Расчет конвективной поверхности нагрева.
Величина Единица Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или
способ
определения
1 2 3 4 5
Площадь поверхности
нагрева Н По конструктивным.
размерам м2 2385
Диаметр труб d — м 0,028
Относительный шаг
труб:
Поперечный
Продольный
S1/d
S2/d — —
2.286
1.429
Шаг труб продольный S2 — м 0,04
Шаг труб поперечный S1 — м 0,064
Продолжение таблицы 7
Величина Единица. Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или
способ определения
1 2 3 4 5
Площадь живого
сечения для прохода
газов F АВ-z1dl м2 14,448
Эффективная толщи-
на излучающего слоя S
м
Температура газов
перед конвективным
пучком
Из расчета топки °С 1060
Энтальпия газов
перед конвективным
пучком I´ То же Ккал/м3 4530,2
Температура газов за
конвективным
пучком
По предварительному
выбору °С 140
Энтальпия газов за
конвективным
пучком I” По I- υ таблице. Ккал/м3 580
Количество теплоты
отданное
конвективному пучку Qг
Ккал/м3 0,99(4530,2-580)=3910
Продолжение таблицы 7
Величина Единица. Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или
способ определения
1 2 3 4 5
Средняя температура
газов υср 0,5(υ’+υ”) °С 0,5(1060+140)=600
Средняя скорость
газов ωг ВрVг(υср+273)/273F м/с 12420*12,129(600+273)/
/273*14,45*3600=9,26
Коэффициент.
теплоотдачи
конвекцией αк номограмма 6-5[1]
αК=αН СФ СZ СS Вт/м2 К 103
Суммарная
оптическая толщина
незапыленного
газового потока kprn s kprn s мМПа 0,259
Коэффициент.
ослабления лучей
трехатомными газами kг Как и в топке
Формуле 5-26 [1] 1/мМПа 32,53
Коэффициент.
ослабления лучей
эоловыми частицами kзл 1/мМПа 0
Продолжение таблицы7
Величина Единица. Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или
способ определения
1 2 3 4 5
Температура воды
На входе
На выходе
t’в
t”в По техническим данным
котла °С
96,17
143,37
Средняя температура
воды в конвективном
пучке tсрв (t’в+ t”в)/2 °С 119,76
Степень черноты
излучающей среды a 1-e-kps — 0,228
Температура
загрязненной стенки
трубы tст tср+∆t °С 413,3
Коэффициент.
теплоотдачи излучения αл Номограмма
6-12 [1] Вт/м2К 14,3
Коэффициент.
использования
поверхности нагрева ζ — 1
Коэффициент.
теплоотдачи от газов к
стенке α1 ζ(αк + αл ) Вт/м2К 103+14,3=117,3
Окончание таблицы7
Величина Единица Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Коэффициент теплопередачи k
Вт/м2К 93,8
Температурный напор
на входе в конвектив. пучок ∆tб
°С
916,8
Температурный напор
на выходе из конвектив. пучка ∆tм
°С
43,83
Средний температурный напор ∆t
°С 223
Суммарное тепловосприятие
конвективного пучка Qкт
4020
Расхождение расчетных
тепловосприятий ∆Q (Qкт-Qг)/Qкт *0,01 % 2,7
Таблица 7 — Определение невязки теплового баланса котла
Величина Единица
измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула
или способ определения
1 2 3 4 5
Полезно используемое
тепло от располагаемого Q” Qpp * ηка * 0,01 Ккал/м3 8075,38
Полезно используемое
тепло по отдельным
элементам котла:
— в топке
— в пучке
Qтл
Qкт Из предыдущих расчетов Ккал/м3
4111
4020
Сумма полезно
используемого тепла
по отдельным
элементам К.А. Q Qтл + Qкт
Ккал/м3 8131
Расчет невязки теплового
баланса К.А, ∆Q
Ккал/м3 -55,62
Относительная
погрешность расчета. ∆
% 0,65
Полученная погрешность удовлетворяет допустимой (2%)
3.1.8 Тепловой баланс и расход топлива котельного агрегата с
дополнительной поверхностью нагрева
Таблица 8 — Расчет теплового баланса котлоагрегата и расход топлива.
Величина Ед. изм. Расчет
Наименование Обозн. Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Располагаемая
теплота топлива Qрр QHP+QB.BH+Qфт Ккал/м3 8600+0+0,378*15=8605,67
Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива q3 По таблице % 0,5
Потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива q4 По таблице % Не учитываем
Температура уходящих газов tyx По заданию °C 120
Энтальпия уходящих газов Iyx Ккал/м3 459,4
Температура воздуха в
котельной txВ. По выбору °С 30
Энтальпия воздуха в котельной I0 xВ Ккал/м3 90,3
Окончание таблицы 8
Величина Ед. изм. Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Потеря теплоты с уходящими газами q 2
%
Потеря теплоты от наружного охлаждения q5 По таблице % 0,45
Сумма тепловых потерь Σq q3 + q2 + q4+ q5 % 5,08+0,5+0,45=6,03
КПД котельного агрегата пг
100-Σq % 100-6,03=93,97
Коэффициент сохранения теплоты φ
—
Теплопроизводительность агрегата Qк. По заданию Гкал/час 100
Расход воды через котел GВ
т/час
Полный расход топлива В
м3/час
Расчетный
расход топлива Вр
м3/час 12235
3.1.9 Расчет конструктивных характеристик топки
Таблица 9 — Расчет конструктивных характеристик топки
Величина Единица. Расчет
Наименование Обозн. Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Активный
объём топочной камеры Vт По конструктивным
размерам м3 388
Тепловое напряжение объёма топки:
расчетное
допустимое
qv
кВт/м3
qv По табл. кВт/м3 460
Количество
горелок n По конструкции котла шт. 3
Теплопроизводитель- — ность горелки Qг 1,25(ВQНр/n)10-3 МВт
Тип горелки — По таблице — РГМГ-30
3.1.10 Поверочный расчет теплообмена в топке
При проверочном расчете теплообмена в топке, по ее тепловым и конструктивным характеристикам, определяют температуру газов на выходе из топки Результаты расчета сводятся в таблицу 10.
Таблица 10 — Расчет теплообмена в топке
Величина Ед. изм. Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или
способ определения
1 2 3 4 5
Суммарная
площадь поверхности стен
топки и камеры сгорания Fст По конструктивным
размерам. м2 331,4
Площадь лучевосприни-
мающей поверхности
топки и камеры сгорания Нл То же м2 325
Эффективная толщина
излучающего слоя S
м
Коэффициент тепловой
эффективности
лучевоспринимающей
поверхности Ψср
—
Высота топки
(до середины выходного
окна) Нт По констр. размерам м 9,58
Продолжение таблицы 10
Величина Единица Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула
или способ
определения
1 2 3 4 5
Высота расположе-
ния горелок hГ То же м 1,5
Коэффициент Хг h г/Hт м 0,157
Параметр,
учитывающий
распределение
температур в топке М 0,52-0,3Хг — 0,52-0,3*0,157=0,509
Коэффициент
избытка воздуха в
топке αт” Расчет в предыдущем
разделе — 1,1
Присос воздуха в
топке ∆α То же — 0,1
Температура
воздуха в котельной tX.B По заданию °С 30
Энтальпия
холодного
воздуха IX..B По табл. Ккал
/м3 90,3
Продолжение таблицы 10
Величина Единица Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула
или способ определения
1 2 3 4 5
Количество
теплоты
вносимое в топку
воздухом QB
Ккал/м3
Полезное
тепловыделение в
топке Qт
Ккал/м3
Адиабатическая
температура
горения А
По I-υ табл. °С 1894
Температура газов
на выходе из
топки т”
По предварительному
выбору °С 1060
Энтальпия газов
на выходе из
топки I т” По I-υ таблице. Ккал/м3
4530,22
Средняя
суммарная
теплоемкость
продуктов сгорания Vccp
Ккал/м3
Объёмная доля
водяных паров rH2O Из предыдущих расчетов — 0,089
То же трехатомных
газов rRO2 То же — 0,188
Окончание таблицы10
Величина Ед. изм. Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула
или способ
определения
1 2 3 4 5
Суммарная доля
трехатомных газов rn rH2O+ rRO2 — 0,277
Суммарная
поглощательная
способность
трехатомных газов prnS prnS м*МПа 0,1*0,277*4,22=0,0277
Коэффициент
ослабления лучей
трехатомными газами kзл
1/м*МПа
Коэффициент
ослабления лучей
несветящейся частью
топочной стреды Кns kГrn 1/м* МПа 4,56*0,277=1,265
Суммарная оптическая
толщина газового
потолка kps KНСPS — 4,56*0,0277*4,22=0,53
Степень черноты топки аТ
—
Тепловая нагрузка стен
топки gФ Вр*QT/Fст Ккал/
ч*м2
Общее тепловосприятие
топки Qлт φ (Qt – I”т) Ккал/м3 0,995(8662-4530)=4111
3.1.11 Тепловой расчет дополнительной поверхности нагрева
котла КВГМ-100
Таблица11
Наименование Обозн. Ед. изм. Расчетная
формула Велич.
1 2 3 4 5
Полная поверхность. нагрева Н м2 Констр. хар-ка 55
Диаметр труб dxσ мм Констр. хар-ка 38х3,5
Относительный поперечный шаг S1/d1 — 90/38 2,4
Относительный продольный шаг S2/d1 — 1300/38 34
Число рядов труб по ходу прохода газов Z шт. 2
Площадь живого сечения для прохода газов F м2 4,0*5,7-102*0,038*1,8 15,8
Эффективная толщина излучающего слоя
S м
3,494
Температура газов перед ДПН υ’ °С Из расчета топки 1060
Энтальпия газов перед ДПН J’т Ккал/м3 —//— 4530
Температура газов за ДПН υ» °С Задаемся 955
Энтальпия газов за ДПН J” Ккал/м3 —//— 4069
Тепловосприятие ДПН по балансу Qб Ккал/м3
458
Средняя температура газов υср °С
1008
Температурный напор на входе в ДПН ∆tб °С
940
Температурный напор на выходе с ДПН ∆tм °С
885
Средняя температура воды ∆tв °С 0,5(120+70) 95
Средняя температура напора ∆t °С
948
Температура загрязненной стенки tст °С ∆tв+80 175
Объём газов на 1 м3 топлива V1 м3/м3 11,733
Окончание таблицы11
Наименование Обозн. Ед. изм. Расчетная
формула Велич.
1 2 3 4 5
Объёмная доля водяных паров rно 0,089
Объёмная доля трехатомных газов rп 0,27
Ср. скорость газов в ДПН ωr м/сек
11,8
Коэффициент теплоотдачи конвекцией αк Ккал/м2ч°С
40,76
Суммарная поглощательная способность 3-хатомных газов Pп S 1*0,27*3,494 0,943
Коэффициент ослабления лучей 3-х
атомными газами kr Номограмма. 0,6
Оптическая толщина излучающего слоя крS 0,183*0,6*3,494 0,384
Степень черноты продуктов сгорания а Номограмма. 0,32
Коэффициент теплопередачи излучением αл Ккал/м2ч°С
45,47
Коэффициент тепловой эффективности ψ 0,85
Коэффициент теплоотдачи от газов к
стенке K Ккал/м2ч°С 0,85(αк+ αл)=
=0,85(40,76+45,47) 73,297
Тепловосприятие ДПН Qlд Ккал/м3
312
3.1.12 Расчет теплообмена в конвективной шахте
Расчет конвективной поверхности сводим в таблицу 12.
Таблица 12 — Расчет конвективной поверхности нагрева
Величина Единица Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или
способ
определения
1 2 3 4 5
Площадь поверхности
нагрева Н По конструктивным.
размерам м2 2385
Диаметр труб d — м 0,028
Относительный шаг
труб:
Поперечный
Продольный
S1/d
S2/d — —
2.286
1.429
Шаг труб продольный S2 — м 0,04
Шаг труб поперечный S1 — м 0,064
Продолжение таблицы 12
Величина Единица. Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или
способ определения
1 2 3 4 5
Площадь живого
сечения для прохода
газов F АВ-z1dl м2 14,448
Эффективная толщи-
на излучающего слоя S
м
Температура газов
перед конвективным
пучком
Из расчета топки °С 955
Энтальпия газов
перед конвективным
пучком I´ То же Ккал/м3 4069
Температура газов за
конвективным
пучком
По предварительному
выбору °С 120
Энтальпия газов за
конвективным
пучком I” По I- υ таблице. Ккал/м3 459,4
Количество теплоты
отданное
конвективному пучку Qг
Ккал/м3 0,995(4069-459,4)=3592
Продолжение таблицы12
Величина Единица. Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или
способ определения
1 2 3 4 5
Средняя температура
газов υср 0,5(υ’+υ”) °С 0,5(955+120)=538
Средняя скорость
газов ωг ВрVг(υср+273)/273F м/с 12235*12,129(538+273)/
/273*14,45*3600=8,5
Коэффициент.
теплоотдачи
конвекцией αк номограмма 6-5[1]
αК=αН СФ СZ СS Вт/м2 К 103
Суммарная
оптическая толщина
незапыленного
газового потока kprn s kprn s мМПа 0,259
Коэффициент.
ослабления лучей
трехатомными газами kг Как и в топке
Формуле 5-26 [1] 1/мМПа 32,53
Коэффициент.
ослабления лучей
эоловыми частицами kзл 1/мМПа 0
Продолжение таблицы12
Величина Единица. Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или
способ определения
1 2 3 4 5
Температура воды
На входе
На выходе
t’в
t”в По техническим данным
котла °С
96,17
143,37
Средняя температура
воды в конвективном
пучке tсрв (t’в+ t”в)/2 °С 119,76
Степень черноты
излучающей среды a 1-e-kps — 0,228
Температура
загрязненной стенки
трубы tст tср+∆t °С 413,3
Коэффициент.
теплоотдачи излучения αл Номограмма
6-12 [1] Вт/м2К 14,3
Коэффициент.
использования
поверхности нагрева ζ — 1
Коэффициент.
теплоотдачи от газов к
стенке α1 ζ(αк + αл ) Вт/м2К 103+14,3=117,3
Окончание таблицы12
Величина Единица Расчет
Наименование Обозн Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Коэффициент теплопередачи k
Вт/м2К 93,8
Температурный напор
на входе в конвектив. пучок ∆tб
°С
668,26
Температурный напор
на выходе из конвектив. пучка ∆tм
°С
23,83
Средний температурный напор ∆t
°С 194
Суммарное тепловосприятие
конвективного пучка Qкт
3547
Расхождение расчетных
тепловосприятий ∆Q (Qкт -Qг)/Qкт *0,01 % 1,27
Таблица 13 — Определение невязки теплового баланса котла
Величина Единица
измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула
или способ определения
1 2 3 4 5
Полезно используемое
тепло от располагаемого Q” Qpp * ηка * 0,01 Ккал/м3 8075,38
Полезно используемое
тепло по отдельным
элементам котла:
— в топке
-в доп. поверхн. нагрева
— в пучке
Qтл
Qд
Qкт Из предыдущих расчетов Ккал/м3
4111
312
3547
Сумма полезно
используемого тепла
по отдельным
элементам К.А. Q Qтл + Qкт +Qд
Ккал/м3 7970
Расчет невязки теплового
баланса К.А, ∆Q
Ккал/м3 105,38
Относительная
погрешность расчета. ∆
% 1,22
Полученная погрешность удовлетворяет допустимой (2%)
3.2 Аэродинамический расчет котла КВГМ-100
Целью аэродинамического расчета котельного агрегата является выбор необходимых тягодутьевых машин на основе определения производительности тяговой и дутьевой систем и перепада давления в газовом и воздушном трактах.
Газо-воздушный тракт включает в себя воздухопроводы холодного и горячего воздуха, калориферы для подогрева воздуха, запорные и регулирующие органы, тягодутьевые машины, элементы собственно котлоагрегата, золоуловители, газопроводы и дымовые трубы.
Расчет производим для водогрейного котла КВГМ-100. Котел оборудован тремя ротационными горелками типа РГМГ-30. Забор воздуха производится с улицы, с последующим нагревом в калорифере. Необходимые для расчета котла конструктивные характеристики приняты по соответствующим чертежам, а так же из пособия «Аэродинамический расчет КУ.» (нормативный метод). Расчет производится в форме таблиц.
Исходные данные:
Расход топлива Вr = 3,4м3/с;
1) Теоретически необходимый объём воздуха V0 = 9,54 м3/м3;
2) Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки α = 1,1;
3) Температура воздуха, поступающего к горелкам tХВ=30°С;
4) Температура уходящих газов за котлом tУХ=120°С;
5) Коэффициент избытка воздуха перед горелками αПГ=1,02;
6) Секундный расход воздуха:
(7)
Таблица15 — Расчетные характеристики котла
Наименование Обозн. Единица
измерения. Значение
Топка Конвективный
пучок
Средняя скорость газа
м/с 8,32 8,5
Средний объём газа. Vr м3/с 11,407 12,13
Диаметр труб. d мм — 28
Расположение труб — — — шахматное
Число рядов по ходу Z2 шт. — 78
Отношение поперечного шага к диаметру S1/d — — 2,3
Отношение продольного шага к диаметру S2/d — — 1,43
Таблица16 — Аэродинамический расчет газоходов котла
Величина Единица.
измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула
или способ определения
1 2 3 4 5
Воздушный тракт от заборного окна до вентилятора.
Расчет дутья
Поверхность окна.
Скорость воздуха.
Коэфф. сопротивления.
Сопротивление заборного
окна.
Динамическое давление.
F
ώ
ζ
∆h
hд
а*b
Vc/F
По таблице
ζ* hд
по рисунку
м2
м/с
кг/м2
мм.вс
т.
2,28
17,8
0,3
3,0
10,0
Поворот
конфузор на 90° с
закругленными кромками
Отношение
Отношение
Отношение
Расчетная скорость.
Произведение.
Коэф. сопротивления.
Поправочный коэфф.
Поправочный коэфф.
—
—
—
ώ
k∆ζ0
ζ
b
c
F1/F2
a/b
r/b
Vсек/F2
Рисунок
k∆ζ0bc
рисунок
рисунок
—
—
—
м/с
—
—
—
—
0,61
0,88
0,2
23,2
0,45
0,472
1,0
27,0
Продолжение таблицы16
Величина Единица.
измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула
или способ
определения
1 2 3 4 5
Трение на участке
Эквивалентный диаметр.
Коэфф. сопротивления.
Сопротивление.
Сопротивление участка
dэ
ζ
∆h
Н
ζ* hд
Σ∆hi
м
—
кг/м2
кг/м2
1,7
0,18
1,8
17,56
Участок от вентилятора до горелок.
Диффузор
за вентилятором
Отношение сечений.
Относительная длина .
Скорость воздуха .
Отношение
Коэф. сопротивления.
Динамическое давление
Сопротивление
F1/F2
ω
1/b1
ζ
hд
∆h
F1/F2
Vсек/F1
l/b1
Рисунок
рисунок
ζ hд
—
—
м/с
—
—
мм.в ст.
кг/м2
2,1
1,67
28,2
1,25
0,3
43
12,9
Продолжение таблицы16
Величина Единица.
измерения Значение
Наименование Обозн. Расчетная формула
или способ
определения
1 2 3 4 5
Поворот на 90° с
закругленными кромками.
Отношение.
Отношение.
Скорость воздуха.
Произведение.
Поправочный коэффициент.
Поправочный коэффициент.
Коэффициент сопротивления.
Динамическое давление
Сопротивление.
—
—
ω
k∆ζ
b
с
ζ
hд
∆h
a/b
r/b
Vсек/F1
Рисунок
рисунок
рисунок
k∆ζbc
рисунок
ζ hд
—
—
м/c
—
—
—
—
мм.в ст.
кг/м2
1,2
0,31
14.2
0,35
1,0
1,05
0,31
12,0
3,72
Калорифер
Тип.
Количество.
Живое сечение.
Расход холодного воздуха
Скорость воздуха
Поверхн. нагрева
Общая поверхн. нагрева
Множитель.
Сопротивление.
—
n
fk
Vсек
ω
Н
Нр
ωρg
∆h
ГОСТ7201-80
—
Паспортные данные
Vсек/ fk
Паспортные данные
Н*n
0,153*1,15(ώρg)1.69
—
шт
м2
м3/с
м/с
м2
кг/м2с
кг/м2с
КВБ-12-п
2
1,298
40,61
31,0
143,5
287
17,45
22,1
Продолжение таблицы16
Величина Единица.
измерения. Значение
Наименование Обозн. Расчетная формула
или способ
определения
1 2 3 4 5
Диффузор в прямом
канале.
Отношение.
Угол раскрытия д .
Коэффициент. сопротивления д.
Коэффициент. вентури.
Коэффициент. сопротивления.
Динамическое давление
Сопротивление.
Fм/Fб
tgα/2
ζд
φр
ζ
hд
∆h
Fм/Fб
По констр. котла
Рисунок
рисунок
φр ζд
рисунок
ζ hд
—
—
—
—
—
мм.в.ст
кг/м2
0,619
0,174
0,15
0,52
0,08
12,0
1,0
Поворот на 90° с
закругленными кромками.
Отношение.
Отношение.
Скорость воздуха.
Коэффициент сопротивления.
Произведение.
Поправочный коэффициент.
Поправочный коэффициент.
Динамическое давление
Сопротивление.
r/b
a/b
ω
ζ
k∆ζ
b
с
hд
∆h
r/b
a/b
Vсек/F1
k∆ζbc
Рисунок
рисунок
рисунок
рисунок
ζ hд
—
—
м/c
—
—
—
—
мм.в ст.
кг/м2
0.63
1.21
9,3
0,5
0,53
1,0
0,95
4,8
1,0
Продолжение таблицы16
Величина Единица.
измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула
или способ определения
1 2 3 4 5
Трение на участке
Эквивалентный диаметр.
Коэффициент сопротивления
трения.
Скорость
Длина участка
Коэффициент сопротивления
Сопротивление.
Динамическое давление
dэ
λ
ω
l
ζ
∆h
hд
—
Vсек/F1
—
ζ hд
рисунок
м
—
м/с
м
—
кг/м2
мм.в.ст.
12,1
0,02
8,9
30
1,8
0,29
1,38
4,8
Боковое ответвление раздающего
тройника к нижнему ярусу горелок.
Скорость воздуха в ответвлении
Площадь бокового ответвления.
Отношение скоростей.
Угол поворота.
ωб
Fб
ωб /ωм
α
a*b
ωб /ωм
по конструкции
м/с
м2
—
град
10,2
0,96
1,14
45
Продолжение таблицы16
Величина Единица. измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Боковое ответвление раздающего
тройника к нижнему ярусу горелок.
Отношение.
Отношение.
Произведение.
Поправочный коэффициент.
Поправочный коэффициент.
Коэффициент. сопротивления.
Сопротивление
Динамическое давление
r/b
a/b
k∆ζ0
b
c
ζ
∆h
hд
r/b
a/b
рисунок
рисунок
рисунок
k∆ζ0bc+ ζб
ζ hд
рисунок
—
—
—
—
—
—
кг/м2
мм.в.ст
0,3
0,66
0,39
0,65
1,1
0,48
1,38
6,2
Поворотный шибер
Количество.
Коэффициент. сопротивления
Сопротивление.
Динамическое давление
n
ζ
∆h
hд
по конструкции
таблица
ζ hд
рисунок
шт.
—
кг/м2
мм.в.ст
3
0,3
1,86
6,2
Ротационная газомазутная горелка.
Количество.
Площадь сечения для прохода воздуха.
Скорость.
Коэффициент. сопротивления.
Динамическое давление
Сопротивление.
n
Fr
ω
ζ
∆h
hд
по конструкции
по конструкции
Vсек/Fr
таблица
ζ hд
рисунок
шт
м2
м/с
кг/м2
мм.в.с.
3
1,2
33,84
3
162
54
Продолжение таблицы16
Величина Единица. измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Суммарное сопротивление участка.
Самотяга заборного воздуховода.
Перепад полных давлений воздушного
тракта.
Н
hc
∆Н
Σ∆hi
рисунок
ΣН
кг/м2
кг/м2
кг/м2
210,4
2,0
226
Участок от выхода из топочной камеры до выхода из котла.
Поворот на выходе из топочной камеры.
Скорость газов.
Отношение сечений.
Отношение длин .
Произведение.
Поправочный коэффициент.
Поправочный коэффициент.
Коэффициент сопротивления.
Динамическое давление.
Сопротивление
ω
F2/F1
а/b
k∆ζ0
b
с
ζ
hд
∆h
Vсек/Fr
F2/F1
а/b
рисунок
рисунок
рисунок
рисунок
рисунок
ζ hд
м/с
—
—
—
—
—
—
мм.в.с.
кг/м2
8,32
0,52
1,1
0,66
1,0
1,0
0,66
1,8
1,2
Продолжение таблицы16
Величина Единица.
измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула
или способ
определения
1 2 3 4 5
Поворотная камера
Температура газов на входе в поворотную
камеру
Температура газов на выходе из камеры
Скорость на входе
Скорость на выходе
Коэффициент сопротивления
Сопротивление.
ύ
ϋ
ώ
ω”
ζ
∆h
из теплового
расчета
—-//—-
—
—
рисунок
°С
°С
м/с
м/с
—
кг/м2
1140
1060
8,32
7,9
1,0
4,17
Три пакета конвективных пучков.
Расчетная скорость.
Коэффициент сопротивления.
Сопротивление.
ω
ζ
∆h
Из теплового расчета
рисунок
м/с
—
кг/м2
8,5
1,19
103
Конфузор.
Отношение сечений.
Скорость газов.
Коэффициент сопротивления.
Сопротивление.
F2/F1
ω
ζ
∆h
F2/F1
Рисунок
—
м/с
—
кг/м2
0,46
9,14
0,27
1,45
Продолжение таблицы16
Величина Единица. измерения. Значение
Наименование Обозн. Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Поворот на 135° с изменением
сечения
Отношение.
Произведение.
Поправочный коэффициент.
Поправочный коэффициент
Коэффициент. сопротивления.
Динамическое давление
Сопротивление
.суммарное сопротивление котла
F2/F1
k∆ζ0
b
с
ζ
hд
∆h
Нi
F2/F1
Рисунок
рисунок
рисунок
k∆ζbc
рисунок
ζ hд
Σ∆hi
—
—
—
—
—
мм.в ст
кг/м2.
кг/м2
0,58
0,3
2,4
1,0
0,72
13,0
9,4
119.22
Участок от выхода из котла до дымососа.
Поворот на 45° с изменением
сечения
Отношение.
Произведение.
Поправочный коэффициент.
Поправочный коэффициент
Коэффициент. сопротивления.
Динамическое давление
Сопротивление.
F2/F1
k∆ζ0
b
с
ζ
hд
∆h
F2/F1
Рисунок
рисунок
рисунок
k∆ζbc
рисунок
ζ hд
—
—
—
—
—
мм.в ст
кг/м2.
0,73
0,35
0,6
1,0
0,21
24
5,0
Продолжение таблицы16
Величина Единица.
измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Трение на участке
Эквивалентный диаметр.
Коэффициент. сопротивления
трения.
Длина участка
Коэффициент. сопротивления.
Сопротивление .
Динамическое давление
dэ
λ
l
ζ
∆h
hд
рисунок
по констр. р-рам
ζ hд
рисунок
м
—
м
—
кг/м2
мм.в.ст.
1,71
0,02
1,0
0,012
2,9
24,0
Главный поворот на 90°С
Отношение.
Коэффициент. сопротивления.
Динамическое. давление
r/b
ζ
hд
r/b
П.2-31[2].
рисунок
—
—
мм.в.ст.
1,2
0,3
24,0
Диффузор
за вентилятором
Отношение сечений.
Относительная длина .
Коэффициент. сопротивления.
Динамическое давление
Сопротивление
Суммарное сопротивление
F1/F2
1/b
ζ
hд
∆h
Н2
F1/F2
l/b
Рисунок
Рисунок
ζ hд
Σ∆hi
—
—
—
мм.в ст.
кг/м2
кг/м2
2,66
3,34
0,22
62
13,6
28,7
Продолжение таблицы16
Величина Единица. измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Участок от дымососа до входа в дымовую трубу.
Диффузор
в прямом канале
Отношение сечений.
Отношение размеров .
Коэффициент. сопротивления.
Динамическое давление
Сопротивление
F1/F2
1/f
ζ
hд
∆h
F1/F2
l/f
Рисунок
Рисунок
ζ hд
—
—
—
мм.в ст.
кг/м2
1,97
3,34
0,22
19
4,2
Поворот на 45°
Отношение.
Отношение.
Коэффициент. сопротивления.
Произведение.
Поправочный коэффициент.
Поправочный коэффициент.
Динамическое давление
r/b
a/b
ζ
k∆ζ
b
с
hд
r/b
a/b
k∆ζbc
Рисунок
рисунок
рисунок
рисунок
—
—
—
м/c
—
—
мм.в ст.
0,8
1,4
5,3
0,42
0,7
0,95
19,0
Продолжение таблицы16
Величина Единица. измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Трение на участке
Эквивалентный диаметр.
Коэффициент. сопротивления трения.
Длина участка
Коэффициент. сопротивления.
Сопротивление .
Динамическое давление
dэ
λ
l
ζ
∆h
hд
рисунок
по констр. р-рам
ζ hд
рисунок
м
—
м
—
кг/м2
мм.в.ст.
1,75
0,02
29
0,33
6,4
19,0
Вход в дымовую трубу.
Коэффициент сопротивления
Динамическое давление
Сопротивление .
Суммарное сопротивление
участка
ζ
hд
∆h
Н3
Рисунок
ζ hд
Σ∆hi
мм.в.ст.
кг/м2
кг/м2
0,33
19,0
14,1
30
Продолжение таблицы16
Величина Единица. измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Дымовая труба.
Трение в дымовой трубе.
Коэффициент сопротивления
выхода.
Потеря давления с выходной
скоростью
Плотность газов.
Скорость газов.
Коэффициент сопротивления
трения.
Уклон.
Сопротивление трения.
Сопротивление дымовой
трубы.
ζ
∆hм
ρ
ω
λ
i
∆hтр
Н
Рисунок
Таблица
—
—
—
∆hтр+∆hм
—
кг/м2
м/с
—
—
кг/м2
кг/м2
1,0
26,0
0,124
20,3
0,05
0,02
8,0
34,0
Диффузор.
Скорость газов.
Отношение сечений
Коэффициент сопротивления.
Динамическое давление.
Сопротивление.
ω
F2/F1
ζ
hд
∆h
П.3-46[2].
F2/F1
рисунок
рисунок
ζ hд
м/с
—
—
мм.в.ст.
кг/м2
25
1,7
0,3
26
7,8
Окончание таблицы16
Величина Единица.
измерения. Значение
Наименование Обозн Расчетная формула или способ определения
1 2 3 4 5
Дымовая труба.
Суммарное сопротивление участка.
Суммарное сопротивление газового
тракта с учетом поправок.
Средняя температура газов.
Н4
∆Н
Σ∆hi
ΣН1-4*µ
Из теплового
расчета кг/м2
кг/м2
°С 41,8
215
614,5
Самотяга дымовой трубы.
Высота дымовой трубы.
Средняя температура газов.
Объёмная доля водяных паров.
Нт
rН2О
По конструкт. р-рам
—
м
°С
123
135
0,160
Определение перепада полных
давлений, самотяга опускной шахты.
Высота шахты.
Удельная самотяга.
Самотяга дымовой трубы.
Суммарная самотяга газового тракта.
Перепад полных давлений по тракту.
Нш
h’c
hc
Hc
∆Hп
По констр. р-рам
Рисунок
Нтр*h’с
Σ hc
h»т+∆H- Hc
м
кг/м3
кг/м2
кг/м2
кг/м2
8,2
-0,35
-43,05
-36,85
180,5
На основании аэродинамического расчета котельного агрегата выбирается вспомогательное тягодутьевое оборудование. Согласно техническим условиям на поставку водогрейных котлов КВГМ-100 они комплектуются следующими тягодутьевыми машинами:
• Дымосос Д-18×2, производительностью 248000м3/час, напор 198 кг/м2, Nоб=600/500мин-1, Wдвиг=250/145КВт,
• Дутьевой вентилятор ВД-15,5, производительностью 69000м3/час, напор 372кг/м2, Nоб=750мин-1, Wдвиг.=120КВт.
3.2.1 Аэродинамический расчет дополнительной поверхности нагрева котла КВГМ-100
Таблица17
Наименование Обозн. Единица. измерения. Расчетная
формула Велич.
1 2 3 4 5
Расположение труб — — шахматное —
Наружный диаметр труб dн мм — 38
Число рядов по ходу газов Z2 шт — 2
Поперечный шаг S1 мм — 90
Продольный шаг S2 мм — 1300
Шаг поперечный относительно S1/d — S1/d 2,4
Шаг продольный относительно S2/d — S2/d 34
Размер проходного сечения газохода a/в м — 4/5,7
Полное количество труб в газоходе Z шт — 102
Эквивалентный диаметр dэ м
2,89
Температура потока газов υср °С Из теплового расчета 1008
Кинематическая вязкость газов υ м2/с — 167*10-6
Средняя скорость газов ωr м/сек Из теплового расчета 11,8
Число Рейнольдса Re —
1,2*105
Коэффициент формы пучка — Сs — 3,2
Коэффициент сопротивления на один ряд ζ0 — СsRe—0.27 0,136
Коэффициент местного сопротивления ζ — ζ0(z2+1) 0,408
Удельный вес γ кг/м3 — 0,268
Потеря давления в ДПН ∆pм кгс/м2
0,0388
3.3 Расчет на прочность труб дополнительной поверхности
нагрева котла КВГМ-100
Исходные данные:
Расчетное давление Р=16кгс/см2
Максимальная температура воды в поверхности нагрева tн=150°С
Наружный диаметр труб поверхности нагрева D=38мм
Толщина труб поверхности нагрева Sт=3,5мм
Наружный диаметр распределительных коллекторов Дк=219мм
Толщина стенки распределительных коллекторов Sк=8мм
Прибавка на коррозию с=1,0мм
3.3.1 Расчет на прочность труб поверхности нагрева Ø38х3,5мм
7.1.1 Расчетная температура стенки трубы:
tст=tн+40°С=150+40=190°С (8)
7.1.2 Допускаемое напряжение для стали 20 при 190°С.
[σ]=1403кгc/cм2.
7.1.3 Условие прочности Sт >S, где
, где (9)
φ=1,0 коэффициент прочности сварного шва.
3,5мм > 1,22мм условие выполняется.
3.3.2 Расчет на прочность распределительных коллекторов
Рисунок 3 — Расчетная схема распределительных коллекторов
d = 39мм; t1 = 172мм; в1 = 45мм; t = 90мм; tк = 178мм.
7.2.1 Коэффициент прочности в продольном направлении:
(10) 7.2.2 Коэффициент прочности в поперечном направлении:
(11)
7.2.3 Коэффициент прочности в диагональном направлении:
(12) Наименьшим является коэффициент прочности в продольном направлении, в дальнейшем расчете используем φ.
7.2.4 Условие прочности Sк> S, где
,где (13) φ= 0,766 коэффициент прочности в продольном направлении.
8мм >2,4мм — условие выполняется.
3.4Гидравлический расчет дополнительной поверхности нагрева котла КВГМ-100
Полный перепад давления воды в ДПН определяем по формуле:
∆рДПН= ∆рТр+ Σ∆рМ
Потеря давления от трения:
∆рТр=λ0lω2/2gυ (14) Для поверхности нагрева из труб Ø38х3,5:
λ0= λ/d приведенный коэффициент трения;
— коэффициент трения; (15)
k = 0,08мм абсолютная шероховатость труб для углеродистой стали.
l=4.2*3=12.6м длина участка трубы Ø38.
— линейная скорость потока. (16) G=200000 кг/ч номинальный расход воды через ДПН.
υ=0,0010693 м3/кг удельный объём воды при средней температуре 130°С и давлении 10ати.
-проходное сечение труб ДПН по воде. (17)
Для распределительных коллекторов Ø219х8:
(18) l=4,771×2=9,542м длина распределительных коллекторов.
(19)
Потери давления в местных сопротивлениях:
(20) — коэффициент местного сопротивления.
ζ1 вх=0,7 — коэффициент сопротивления входа в трубу.
ζвх=0,7×3=2,1 ,где 3-по ходу воды количество входов из коллекторов в обогреваемую поверхность.
ζ1 вых=0,8 — коэффициент сопротивления выхода из трубы.
ζвых=0,8×3=2,4 ,где 3-по ходу воды количество выходов из обогреваемой поверхности в коллектор.
ζ1 н=0,23 — коэффициент сопротивления гибов.
ζн=0,23×3=0,69 ,где 3 количество гибов по ходу воды в поверхности.
ζн=2,1×2,4+0,69=5,19
Полный перепад давления воды в ДПН:
=0,3951кгс/см2 (21)
3.5 Тепловой расчет паропровода от ТЭЦ до ВК № 2
От главного корпуса ТЭЦ до водогрейной котельной №2 проложен паропровод Ду 350 мм. протяженностью 1036 м. По этому трубопроводу проходит пар первого производственного отбора турбин непосредственно для нужд водоподготовки ВК №2 и на мазутную насосную №2 для подогрева мазута, также сторонним организациям. Паропровод введен в действие около 30 лет назад, с тех пор кап.ремонта теплоизоляции в полном объеме не производилось, поэтому по проекту предусмотрено два расчета: нормативный и фактический расчет тепловых потерь в паропроводе.
3.5.1 Нормативный расчет тепловых потерь в паропроводе
Тепловые потери через изоляцию рассчитываются по формуле:
Qпот=ql×L×n×k, где
ql- норма тепловых потерь изолированной поверхности на открытом воздухе, с учетом поправочного коэффициента, Ккал/час;
L-длина трубопровода, м;
n- часы работы трубопровода, час;
к- коэффициент местных потерь, учитывающий потери запорной арматуры, компенсаторов, опорами (принимается 1,15 при d > 150 мм.) [1].
ql = qlтаб× , где
qlтаб- табличные значения нормативных потерь изолированной поверхности, Ккал/час∙м;
— поправочный коэффициент на температуру наружного воздуха:
=(tт-tрасч)/(tт-5), где
tт- температура пара, 0С;
tрасч- температура наружного воздуха, 0С.
Все расчетные данные сводим в таблицу 18.
Таблица 18.
месяц Нормативн.
потери изоли-
рован. поверхн.
ql таб t наруж-
ного воз-
духа,
0С Попра-
вочный
коэф.
Норма теп-
ловых потерь
с учетом
ql Время
работы
час Потери
Qпот
Гкал
ноябрь 240 -6.2 1,046 250,97 720 215,28
декабрь 240 -12,9 1,073 257,5 744 228,25
январь 240 -15,8 1,085 260,38 744 230,8
февраль 240 -14,3 1,079 258,9 672 207,28
март 240 -7,4 1,05 252,2 744 223,5
итого 1105,11
3.5.2 Фактический расчет тепловых потерь в паропроводе
Для расчета фактических тепловых потерь в паропроводе были взяты начальные данные в ПТО ТЭЦ за 5 месяцев отопительного сезона: с ноября 2009г. по март 2010г. Расчетные данные сведены в таблицу 19.
Таблица 19.
Обоз-
начение Един.
измер. Расчет. фор-
мула или спо-
соб определен. ноябрь декабрь январь Фев-
раль март итого
Gподп т Данные ПТО 128412 156518 178647 166993 158414 788984
tпод 0С Данные ПТО 72 72 72 72 72 —
tхол.воды 0С Данные ПТО 4 4 4 4 4 —
Qпар Гкал Gпод(tпод- tхол.воды) 8732 10643 12148 11356 10772 53651
Gпар т Qпар/( iпар- iконд) 13751 16760 19131 17884 16964 84490
tпар 0С Данные ПТО 250 250 250 250 250 —
iпар ккал/кг Из таблицы 705 705 705 705 705 —
tконд 0С Данные ПТО 70 70 70 70 70 —
iконд ккал/кг Из таблицы 70 70 70 70 70 —
Gдлн т Данные ПТО 55592 81367 94630 75906 46233 353728
tна входе длн 0С Данные ПТО 58 66 66 64 61 —
iна входе длн ккал/кг Из таблицы 58 66 66 64 61 —
tна вых длн 0С Данные ПТО 97 112 113 107 103 —
iна вых длн ккал/кг Из таблицы 97 112 113 107 103 —
Qдлн Гкал Gдлн(iвых- iвх) 2168 3743 4448 3264 1942 15565
Qпара
Гкал Qпар- Qдлн 6564 6900 7700 8092 8830 38086
G1пара т Qпара/( iпар- iконд)
10337 10866 12126 12743 13906 59978
Gпара
т Gпар-G1пар 24512
Исходя из расчетов видно, что на ВК №2 требовалось, до установки дополнительной поверхности нагрева, 84490 т пара для нагрева до требуемых температур исходной и питательной воды. Всего за вышеуказанные пять месяцев по паропроводу должно было быть отпущено (вместе с мазутной насосной №2 и сторонними организациями) 104240 т пара. Исходя из этого, фактические потери паропровода до модернизации составят:
Qфакт = 104240 × (i1пар-i11пар) = 104240 × (705-690) = 1563,6 Гкал, где
i1пар- энтальпия пара отпускаемая с ТЭЦ при t = 250 0С [2];
i11пар-энтальпия пара на входе в водогрейную котельную при t = 220 0С [2].
После установки доп. поверхности потребуется на 24512 т пара меньше. Поэтому фактические потери составят:
Q1факт = 79728 × (i1пар-i11пар) = 79728 × (705-688) = 1195,9 Гкал, где
i11пар-энтальпия пара на входе в водогрейную котельную при t = 215 0С [2].
Экономия теплоэнергии составит:
Qфакт = Qфакт — Q1факт = 1563,6- 1195,9 = 367,7 Гкал
4 Защита окружающей среды
4.1 Способы снижения выбросов в атмосферу при сжигании газообразного топлива в промышленно-отопительных котельных
В связи с экстенсивным характером развития промышленного производства во всем мире весьма актуальной стала проблема охраны окружающей среды от вредных промышленных выбросов, которые ежегодно увеличиваются на 5%.
При нормальной работе котла на природном газе единственным загрязнителем атмосферного воздуха являются оксиды азота NOx (NO, NO2), а при работе на мазуте также диоксид серы SO2.
Выброс оксидов азота является одним из важных антропогенных факторов, влияющих на экологическую обстановку в окружающей среде. Помимо локального и регионального воздействия (кислотные дожди, смог в городах и промышленных центрах), выбросы этих газов оказывают сильное влияние на климат, так как способствуют образованию в тропосфере одного из важных парниковых газов – озона.
За рубежом и в России приняты следующие нормы предельно допустимой концентрации вредных веществ в продуктах сгорания топлива (в первую очередь азота): при сжигании природного газа не более 50 мг/м3, для жидкого топлива -100мг/м3.
Особый интерес для специалистов представляет механизм образования оксидов азота. Считается, что при сжигании традиционных топлив, NOx образуется за счет окисления азота воздуха, при этом выделяют три основных механизма:
— термический – непосредственное окисление азота кислородом в высокотемпературных зонах;
— «быстрый» — окисление азота происходит через реакции N2 c углеводородными радикалами;
— «N2O — механизм» — окисление азота происходит через реакции с образованием N2O как промежуточного вещества.
Существуют следующие способы уменьшения образования NOх:
— Принцип ступенчатого сжигания топлива, то есть создание многоступенчатых камер сгорания (снижение концентрации NOх в 2-3 раза).
— Использование микро факельного принципа сжигания топлива (снижение концентрации NOх на 30мг/м3).
— Использования каталитического принципа в камерах сгорания, в частности применение керамических материалов (снижение концентрации NOх до 4-14 мг/м3).
— Введение в камеру сгорания инертных разбавителей: впрыск воды или пара, создание парогазовой смеси (снижение концентрации NOх в 2-3 раза).
— Добавки в камеру сгорания в небольших количествах (до5%) других газов:NH3, CH4, C2 H6 (снижение концентрации NOх до 80%).
— Наложение электрического поля (отрицательный потенциал горелки 10кВт) на ламинарный диффузионный факел горящего природного газа (снижение выброса NOх до 30%).
Следует добавить, что многие мероприятия, связанные с совершенствованием горелочных устройств (вихревые камеры, много горелочные диффузионные камеры сгорания, камеры с внезапным расширением и др.) и их режимных параметров (степень вращения формируемого факела, уровень пульсации на входе в камеру сгорания, время пребывания газовых потоков при определенных температурах и др.) также играют большую роль в подавлении процесса образования оксидов азота.
В настоящем разделе проводится проверочный расчет дымовой трубы, определяется максимальная концентрация оксидов азота (NOх) и окиси углерода (СО) в приземном слое атмосферы для котельной ОАО «УралАЗ-Энерго», в котором установлены два котла КВГМ-100, расчет проводится в форме таблицы для зимнего режима, так как летом нагрузка котельной незначительна или совсем отсутствует.
4.2 Расчет концентрации вредных веществ в приземном слое
атмосферы
В рассматриваемой котельной в качестве топлива использует природный газ. Это наиболее благоприятный с экологической точки зрения вид топлива, так как имеет несколько преимуществ:
— Отсутствие твердых продуктов сгорания, таких как зола, шлак.
— Полное отсутствие механического недожога.
— Минимальный перечень вредных веществ, образующихся при сжигании топлива.
Таблица 20 — Расчет концентрации вредных веществ в приземном слое
атмосферы
Наименование величины Обозн. Единица. измерения. Расчетная формула
или способ определения Велич.
1 2 3 4 5
Суммарная тепловая мощность QΣ МВт По паспортным
данным 232
Теплота сгорания топлива Qpн
Из теплового расчета 36034
КПД котла ηка — По паспортным данным 0,925
Максимальный расход топлива . Вк
12520
Коэффициент избытка воздуха перед
трубой α — Из теплового расчета 1,2
Максимальный выход дымовых газов V1 м3/с
70,25
Расчетный объём воздуха Vв0 м3/м3 Из теплового расчета 9,54
Расчетный объём дымовых газов Vr0 м3/м3 Из теплового расчета 12,129
Температура газов на входе в дымовую
трубу tr °С Из аэродинамического
расчета котла 120
Продолжение таблицы20
Наименование величины Обозн. Единица. измерения. Расчетная формула
или способ определения Велич.
1 2 3 4 5
Диаметр устья дымовой трубы D м Из проектных условий 4,2
Скорость дымовых газов на выходе
из дымовой трубы ω0 м/с
7,6
Площадь сечения устья трубы FТР м2 πR2 13,85
Количество окислов азота
МNO2 кг/ч
46,34
Количество окислов азота
образующихся на ГДж тепла
k
2,2
Поправочный коэффициент β1 — По таблице. 0,85
Количество окислов углерода МСO кг/ч 0,001СсоВ(1-g4/100) 18,22
Выход СО при сжигании 1000 нм3
топлива ССO
g4RQPH 0,9008
Коэффициент стратификации для
Урала. А — 160
Масса выброса окислов углерода. МСO г/сек Из расчета 5,06
Масса выброса окислов азота МNO2 г/сек Из расчета 12,87
Разность температур дымовых газов
и наружного воздуха. ∆Т °С tyx- tH 135
Расчетная температура отопитель —
ного периода города Миасс tн °С По графику температур -15
Вспомогательный параметр f —
0,23
Высота трубы Н М Из проектных условий 120
Окончание таблицы20
Наименование величины Обозн. Единица.
измерения. Расчетная формула
или способ определения Велич.
1 2 3 4 5
Вспомогательный параметр V1 —
0,51
Вспомогательный параметр Vм —
0,56
Коэффициент учитывающий
условия выхода дымовых газов
из устья трубы m —
1,09
Коэффициент учитывающий
условия выхода дымовых газов
из устья трубы n — 0,532υм2 – 2,13υм+3,13 2,1
Коэффициент учитывающий
скорость оседания вредных частиц
в атмосферном воздухе. F — Для газообразных
примесей 1
Концентрация окислов азота CM(NO) мг/м3
0,011
Концентрация окислов углерода CM(CO) мг/м3
0,004
Расстояние от дымовой трубы, на
котором приземная концентрация
достигает максимального значения. XM м
1586
Результаты расчетов концентраций вредных веществ и данные по их предельно допустимым концентрациям в атмосфере приведены в таблице 21.
Таблица 21 -Концентрации вредных веществ
Вредное вещество ПДК, мг/м3 Класс опасности См, мг/м3 Хм,м
Окись углерода, СО 1,0 4 0,004 1586
Окись азота, NO2 0,08 2 0,011 1586
Максимальная концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы (См), значительно меньше предельно допустимой (ПДК), следовательно высота и диаметр устья дымовой трубы обеспечивают рассеивание вредных компонентов дымовых газов до безопасного уровня.
5 Безопасность жизнедеятельности
5.1 Общие вопросы по БЖД
Безопасность жизнедеятельности – это состояние деятельности, при которой с определенной вероятностью исключаются потенциальные опасности, влияющие на жизнь и здоровье человека.
Безопасность следует принимать как комплексную систему мер по защите человека и среды его обитания от опасностей формируемых конкретной деятельностью. Чем сложнее вид деятельности, тем более компактна система защиты.
Для обеспечения безопасности конкретной деятельности должны быть решены три задачи:
— Произвести полный детальный анализ опасностей формируемых в изучаемой деятельности;
— Разработать эффективные меры защиты человека и среды обитания от выявленных опасностей. Под эффективными подразумевается такие меры по защите, у которых при минимуме материальных затрат эффект максимальный;
— Разработать эффективные меры защиты от остаточного риска данной деятельности.
5.2 Охрана труда при обслуживании и эксплуатации тепломеханического оборудования
Охрана труда – система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально- экономические, организационно- технические, санитарно- гигиенические, лечебно- профилактические, реабилитационные и иные мероприятия. Основные положения по охране труда изложены в Конституции, Основах охраны труда (федеральный закон), и Кодексе законов о труде.
Основные элементы системы охраны труда – это законодательство о труде, техника безопасности и производственная санитария. Законодательство об охране труда составляет правовую основу для осуществления правовых, организационных, технических и санитарно- гигиенических мероприятий по созданию здоровых и высокопроизводительных условий труда на производстве.
Лица, принимаемые на работу по обслуживанию тепломеханического оборудования, должны пройти предварительный медицинский осмотр и в дальнейшем проходить его периодически в сроки, установленные для персонала энергопредприятий.
Лиц, не достигших 18-летнего возраста, запрещается привлекать к работам с тяжелыми и вредными условиями труда.
Лица, обслуживающие оборудование цехов электростанций и тепловых сетей, должны знать и выполнять соответствующие Правила применительно к занимаемой должности или к профессии. Персонал, использующий в своей работе электрозащитные средства, обязан знать и выполнять Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках, технические требования к ним.
У лиц, обслуживающих оборудование основных цехов электростанций и тепловых сетей, и лиц, допущенных к выполнению специальных работ, должна быть сделана об этом запись в удостоверении о проверке знаний.
Обучение и повышение квалификации персонала электростанций и тепловых сетей должно производиться в соответствии с Правилами организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства, Правилами эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей и Правилами техники безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей.
Персонал, допускаемый к обслуживанию тепломеханического оборудования, в котором для технологических нужд применяются горючие, взрывоопасные и вредные вещества, должен знать свойства этих веществ и правила безопасности при обращении с ними.
Персонал, обслуживающий оборудование в газоопасных местах, а также соприкасающийся с вредными веществами, должен знать:
— перечень газоопасных мест в цехе (районе);
— отравляющее действие вредных веществ и признаки отравления ими;
— правила производства работ и пребывания в газоопасных местах;
— правила пользования средствами защиты органов дыхания;
— пожароопасные вещества и способы их тушения;
— правила эвакуации лиц, пострадавших от вредных веществ, из газоопасных мест и способы оказания им доврачебной помощи.
Персонал, обслуживающий котельные установки, работающие на природном газе и газовое хозяйство, должен знать соответствующие разделы Правил безопасности в газовом хозяйстве и выполнять их требования.
Весь персонал должен быть обеспечен по действующим нормам спецодеждой, спецобувью и индивидуальными средствами защиты в соответствии с характером выполняемых работ и обязан пользоваться ими во время работы.
Персонал должен работать в спецодежде, застегнутой на все пуговицы. На одежде не должно быть развевающихся частей, которые могут быть захвачены движущимися (вращающимися) частями механизмов. Засучивать рукава спецодежды и подворачивать голенища сапог запрещается.
При работах с ядовитыми и агрессивными веществами, расшлаковке поверхностей нагрева котлов, спуске горячей золы из бункеров, а также при выполнении электрогазосварочных, обмуровочных, изоляционных работ, разгрузке и погрузке сыпучих и пылящих материалов брюки должны быть надеты поверх сапог.
При нахождении в помещениях с действующим энергетическим оборудованием, в колодцах, камерах, каналах, туннелях, на строительной площадке и в ремонтной зоне весь персонал должен надевать застегнутые подбородным ремнем защитные каски. Волосы должны убираться под каску. Применение касок без подбородных ремней запрещается.
Весь производственный персонал должен быть практически обучен приемам освобождения человека, попавшего под напряжение и оказания ему доврачебной помощи, а также приемам оказания доврачебной помощи пострадавшим при других несчастных случаях.
Ответственность за несчастные случаи и профессиональные отравления, происшедшие на производстве, несут лица административно-технического персонала, не обеспечившие соблюдение правил техники безопасности и производственной санитарии и не принявшие должных мер для предупреждения несчастных случаев и случаев профессионального отравления, а также лица, непосредственно нарушившие правила.
Нарушение правил техники безопасности и производственной санитарии любым работником должно рассматриваться как нарушение трудовой дисциплины и обязательно расследоваться администрацией и профсоюзным комитетом.
Должностные лица, не обеспечившие выполнение соответствующих Правил, подвергаются дисциплинарным взысканиям или привлекаются в установленном порядке к административной или уголовной ответственности согласно действующему законодательству.
Все горячие части оборудования, трубопроводы, баки и другие элементы, прикосновение к которым может вызвать ожоги, должны иметь тепловую изоляцию. Температура на поверхности изоляции при температуре окружающего воздуха 25 °С должна быть не выше 45 °С. Окраска, условные обозначения, размеры букв и расположение надписей должны соответствовать Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Все горячие участки поверхностей оборудования и трубопроводов, находящиеся в зоне возможного попадания на них легковоспламеняющихся, горючих, взрывоопасных или вредных веществ, должны быть покрыты металлической обшивкой для предохранения тепловой изоляции от пропитывания этими веществами.
Трубопроводы агрессивных, легковоспламеняющихся, горючих, взрывоопасных или вредных веществ должны быть герметичными. В местах возможных утечек (краны, вентили, фланцевые соединения) должны быть установлены защитные кожухи, а при необходимости — специальные устройства со сливом из них продуктов утечек в безопасное место.
Элементы оборудования, арматуру и приборы, требующие периодического осмотра, необходимо располагать в местах, удобных для обслуживания.
Все пусковые устройства и арматура должны быть пронумерованы и иметь надписи в соответствии с технологической схемой. На штурвалах задвижек, вентилей и шиберов должно быть указано направление вращения при открывании или закрывании их.
Движущиеся части производственного оборудования, к которым возможен доступ работающих, должны иметь механические защитные ограждения.
Защитные ограждения должны быть откидные (на петлях, шарнирах) или съемные, изготовленные из отдельных секций. Для удобства обслуживания защищенных частей машин и механизмов в ограждениях должны быть предусмотрены дверцы и крышки.
Ограждения, дверцы и крышки должны быть снабжены приспособлениями для надежного удержания их в закрытом (рабочем) положении и в случае необходимости сблокированы с приводом машин и механизмов для их отключения при снятии (открытии) ограждения.
Кожухи полумуфт должны быть выполнены таким образом, чтобы незакрытая часть вращающегося вала с каждой стороны была не более 10 мм.
Организация работы по охране труда возложена на администрацию предприятия. Контроль за охраной труда на предприятиях осуществляется профсоюзной организацией, техническим инспектором, комиссией по охране труда и общественными инспекторами профсоюза.
5.3 Техника безопасности при обслуживании и эксплуатации котельных установок и газового хозяйства
Техника безопасности – система организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих воздействие на работающих опасных производственных факторов, приводящих к травме или внезапному, резкому ухудшению здоровья. К мероприятиям техники безопасности относятся: совершенствование технологических процессов из условий безопасности и высокой производительности труда; создание и применение безопасной техники – машин, механизмов, устройств и т.п., отвечающей всем требованиям охраны труда; механизация и автоматизация тяжелых и вредных для здоровья процессов работы; внедрение сигнальной, блокировочной и оградительной техники на опасных участках производства; разработка и внедрение безопасных и высокопроизводительных приемов работы.
Устройство и обслуживание котельных установок должны соответствовать Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, Правилам взрывобезопасности установок для приготовления и сжигания топлива в пылевидном состоянии, Правилам взрывобезопасности при использовании мазута в котельных установках и Правилам безопасности в газовом хозяйстве.
Предохранительные и взрывные клапаны котла (пароводяного тракта, топки и газоходов) должны иметь отводы для удаления пароводяной смеси и взрывных газов при срабатывании клапанов за пределы рабочего помещения в места, безопасные для обслуживающего персонала, или должны быть ограждены отбойными щитами со стороны возможного нахождения людей.
К форсункам котла должен быть обеспечен свободный, удобный доступ для обслуживания и ремонта.
Запрещается во время обхода открывать люки, лазы на котле, за исключением кратковременного открытия смотровых лючков и гляделок при условии нахождения сбоку от них.
Запрещается зажигать топливо в топках при открытых лазах и гляделках. Смотровые лючки для постоянного наблюдения за факелом должны быть закрыты стеклом. У котлов, работающих под наддувом, должны быть предусмотрены устройства, предотвращающие разрыв стекол. Персонал, производящий осмотр, должен надевать защитные очки.
Перед растопкой котла на нем должны быть прекращены все ремонтные работы, а весь персонал, не имеющий отношения к растопке, выведен начальником смены цеха (блока).
На соседних котлах должны быть прекращены все ремонтные работы, выполняемые вне топок и газоходов на сторонах, обращенных к растапливаемому котлу или находящихся в пределах прямой видимости от него (фронтовая и задняя стены, потолочные перекрытия). Работы на котле возобновляются по указанию дежурного персонала.
При внезапном прекращении подачи газа в котельную отключающие устройства на вводе газопровода в котельную и у котлов должны быть перекрыты, а продувочные свечи на отключенном газопроводе открыты.
Перед проведением импульсной (термоволновой) и других механизированных видов очистки поверхностей нагрева котла и регенеративных воздухоподогревателей персонал должен быть удален из зоны расположения очищаемых элементов котла. Осмотры и ремонт в этой зоне в период очистки запрещаются.
Работы в элементах котельной установки, а также в воздуховодах и газоходах должны производиться при условии:
— отключения их от действующего оборудования и трубопроводов пара и воды, а также от трубопроводов мазута, газа, воздуховодов;
— установки заглушек на отключающей фланцевой арматуре указанных коммуникаций;
— вентиляции их от вредных газов и проверки воздуха на загазованность;
— снятия с электродвигателей тягодутьевых установок напряжения в соответствии с требованиями Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок.
При работе внутри элементов котельной установки, газоходов и воздуховодов с переносными электрическими светильниками количество ламп должно быть не менее двух с питанием их от разных источников напряжением 12 В. Допускается также освещение аккумуляторными и батарейными фонарями.
Внутри топки котла допускается применять светильники общего освещения с лампами накаливания напряжением до 220 В. При этом светильники должны быть расположены на высоте не менее 2,5 м над рабочими местами или должны быть приняты меры, исключающие возможность доступа к лампе без применения инструмента. Электропроводка должна быть выполнена защищенным проводом или проложена в металлорукавах.
При недостаточном освещении внутри топки котла допускается использование прожектора на напряжение 220 В, устанавливаемого вне топки котла в недоступном для работающих месте.
Осветительные приборы должен устанавливать электротехнический персонал.
При выполнении работ внутри топки в ней одновременно должно находиться не менее 2 чел.
Персонал, работающий в топке и на конвективных поверхностях нагрева котлов, сжигающих мазут, должен знать о вредности образующихся отложений и обмывочных вод и пользоваться при работе респираторами, кислото- и щелочестойкими перчатками и рукавицами.
Запрещается использовать для влезания в топку или конвективную шахту котла лаз, через который проходят сварочные кабели, газоподводящие рукава или провода осветительной сети.
При производстве аварийного ремонта котла без предварительной очистки топки перед началом работ внутри нее должны быть приняты меры для предотвращения падения шлака и кирпичей на персонал.
При прокате змеевиковых поверхностей нагрева шаром необходимо пользоваться специальными ловушками.
Наружные осмотры дымовых труб и газоходов должны проводить не менее двух человек, внутренние осмотры и ремонт — не менее трех человек с соблюдением требований соответствующих Правил.
Работы в газоходах и дымовых трубах должны производиться только после тщательной вентиляции места работы через открытые люки и защиты от проникновения дымовых газов со стороны работающих котлов закрытием и уплотнением заслонок, запираемых на замок, или устройством устойчивых временных герметичных стенок, кирпичных или деревянных, обшитых металлическим листом и уплотняемых по периметру асбестовым шнуром. Обдувочные линии пара необходимо отключать с установкой на них заглушек.
Внутренний ремонт дымовых труб и газоходов должен производиться при отсутствии дымовых газов и после проверки достаточности вентиляции газохода.
При необходимости передвижений рабочих внутри газоходов или других коробов следует проверить прочность обшивки их дна. При обнаружении ослабленных мест или повреждений по дну короба нужно уложить настил из досок, а при наличии в коробах золы — удалить ее.
Спуск и подъем людей в газоходах должен осуществляться по хорошо закрепленным лестницам и трапам.
При работе на высоте 1,3 м и более без защитных ограждений необходимо пользоваться предохранительными поясами, имеющими две цепи с карабинами для поочередного зацепления. Запрещается допускать персонал к ходовой лестнице без предохранительного пояса.
Обслуживание оборудования газового хозяйства и организация контроля за воздушной средой должны соответствовать требованиям Правил безопасности в газовом хозяйстве.
На предприятии, использующем газообразное топливо, приказом должно быть назначено лицо из числа руководящих инженерно-технических работников, ответственное за безопасную эксплуатацию газового хозяйства.
На границах отключенного для ремонта участка газопровода после отключающих устройств должны устанавливаться заглушки.
Все помещения, по которым проходят газопроводы, необходимо проверять на загазованность воздуха в них с помощью газоанализаторов взрывозащищенного исполнения по графику, утвержденному главным инженером предприятия.
Обо всех случаях обнаружения газа в воздухе этих помещений должны быть немедленно уведомлены начальник соответствующего цеха, главный инженер предприятия и лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию газового хозяйства.
Места отбора проб воздуха определяются местной инструкцией.
Перед допуском к самостоятельному выполнению газоопасных работ (после проверки знаний) каждый должен пройти стажировку под наблюдением опытного работника в течении первых десяти рабочих смен. Допуск к стажировке и самостоятельному выполнению газоопасных работ оформляется приказом по организации.
Первичная проверка знаний технологии выполнения газоопасных работ оформляется общим протоколом, в котором дается заключение о допуске экзаменующихся к выполнению газоопасных работ.
Очередная проверка знаний у руководителей и специалистов проводится постоянно действующей комиссией 1 раз в 3 года.
К газоопасным работам относятся:
— присоединение вновь построенных газопроводов к действующей газовой сети;
— пуск газа в газопровод и другие объекты системы газоснабжения при вводе в эксплуатацию после ремонта и их расконсервации;
— техническое обслуживание и ремонт действующих внутренних и наружных газопроводов, газового оборудования ГРП, котлов, работающих на газовом топливе;
— удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводах, а также отсоединение от газопроводов или замена оборудования и отдельных узлов;
— отключение от действующей сети и продувка газопроводов, консервация газопроводов и оборудования сезонного действия;
— обход наружных газопроводов.
— все виды ремонта, связанные с выполнением огневых и сварочных работ на действующих газопроводах, ГРП.
На проведение газоопасных работ выдаётся наряд – допуск, предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению этих работ. Все газопроводы и газовое оборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться осмотру, контролю, опрессовке бригадой, производящей пуск газа.
Контрольная опрессовка выполняется воздухом или инертными газами.
Результаты контрольной опрессовки должны записываться в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.
Перед началом сварки или газовой резки в котлованах должна проводится проверка воздуха на загазованность. Объёмная доля газа в пробе воздуха не должна превышать 1% по объёму. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.
Проверка герметичности газопровода, арматуры и приборов должны производиться с помощью мыльного раствора.
Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб.
Заглушки, установленные на газопроводах, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за переделы фланцев и клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.
Разборка фланцевых и резьбовых соединений арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.
При выполнении газоопасных работ запрещается:
— замена арматуры, разборка соединений на газопроводах без установки заглушки и продувки их воздухом или инертным газом;
— нахождение мест утечки газа при помощи открытого огня;
— ударять по газопроводу или газовой арматуре даже инструментом, не дающим искру;
— применять светильники не взрывозащищённого исполнения;
— пользоваться фильтрующими противогазами;
— нахождение на месте производства работ посторонних людей;
— производить продувку газопровода от газа в помещение цеха и в топку котла.
5.4 Производственная санитария
Производственная санитария – система организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих или уменьшающих воздействие на работающего вредных производственных факторов, приводящих к заболеванию или снижению работоспособности. К мероприятиям производственной санитарии относятся выявление и изучение производственных вредностей, их биологического воздействия на организм человека; изыскание способов устранения или ослабления такого воздействия; санитарное благоустройство предприятий и рабочих мест; разработка и внедрение санитарно — гигиенических норм и требований к промышленным зданиям, сооружениям, оборудованию, технологическим процессам и режиму труда.
Теплоэнергетические производственные процессы характеризуются наличием вредных факторов, к которым относятся повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны, повышения температуры воздуха в результате выделения теплоты с поверхностей оборудования и трубопроводов, повышенный уровень шума и вибрации на рабочем месте, недостаточная освещенность рабочих мест и другие производственные нарушения.
Уровень освещенности при проектировании освещения помещений вновь строящихся и реконструируемых зданий и сооружений должен быть в среднем 100 лк при комбинированном освещении, но может варьироваться в зависимости от назначения помещения. Для освещения помещений, в которые не исключено проникновение горючего газа, паров взрывоопасных веществ, должна применяться взрывозащищенная осветительная арматура. В производственных помещениях должны быть выполнены аварийное освещение и сеть освещения на 12 В.
Уровень шума на рабочих местах по санитарным нормам не должен превышать максимально допустимого значения 80 дб. Максимальный уровень импульсного шума на рабочих местах, например в зоне парового выброса должен быть на выше 110 дб. Для защиты от шума применяются коллективные (использование звукоизолирующих материалов) и индивидуадьные (противошумные наушники, беруши) средства защиты.
Допустимые нормы общей вибрации на рабочих местах (от оборудования, создающего вибрацию) по санитарным нормам не должны превышать установленных значений, в зависимости от частоты вибрации. Вибробезопасные условия труда должны быть обеспечены применением средств виброзащиты; организационно-техническими мероприятиями, в том числе введением режимов труда, регулирующих продолжительность воздействия вибрации на работающих, а также лечебно – профилактическими мероприятиями.
Оптимальные микроклиматические условия – сочетание количественных показателей микроклимата, которые при длительном и систематическом воздействии на человека обеспечивают сохранение нормального теплового состояния организма без напряжения механизмов терморегуляции. Оптимальные показатели микроклимата: относительная влажность 40-60%, температура 18-230С, скорость движения воздуха 0,1-0,3м/с.
Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений в виде газов, паров и пылей должно быть не выше установленных стандартом предельно допустимых концентраций (ПДК)- у различных веществ различные уровни ПДК.
Требуемые метеорологические условия в рабочей зоне достигаются созданием хорошей теплоизоляции горячей поверхности котлов и теплоиспользующего оборудования, экранированием источников теплового излучения, вентилированием помещения, кондиционированием воздуха и т.д.
Помещения промышленных предприятий должны соответствовать строительным нормам и правилам и должны быть отделены от жилого района санитарно-защитной зоной. На территории промышленного предприятия энергетические объекты располагают с подветренной стороны по отношению к другим зданиям.
На промышленных предприятиях предусматривается комплекс бытовых помещений, к которым относятся гардеробные, душевые, уборные, помещения для обогрева рабочих, прачечные и др. Состав этих помещений выбирается в зависимости от санитарной и общей характеристики производств и численности трудящихся на предприятии.
Гардеробные для хранения одежды должны иметь одинарные шкафы размером 0,25х0,5х1,65 м в количестве, равном числу работающих во всех сменах производства.
Расход воды в цехах со значительными тепловыделениями или загрязнениями на 1 чел. в смену составляет 25 л. Расход воды в душевых должен составлять 500 л/ч на один кран. Помещения для отдыха в рабочее время делают из расчета 0,2 м2 на одного работающего в наиболее многочисленной смене, но не менее 18 м2. В помещениях для отдыха необходимо предусматривать фонтанчики из расчета один фонтанчик на 100 чел. Курительные предусматриваются в случаях, когда по условиям производства или пожарной безопасности курение в производственных помещениях не допускается. Их устраивают из расчета 0,03 м2 для мужчин и 0,01 м2 для женщин на одного работающего в наиболее многочисленной смене, но не менее 9 м2.
На предприятиях создаются пункты питания (столовые или буфеты). Вид помещений общественного питания зависит от числа работающих: при числе работающих в наиболее многочисленной смене 250 чел. и более – столовые, менее 30 чел. – комната приема пищи. Расстояние от рабочих мест до столовых и буфетов при продолжительности обеденного перерыва 30 мин. не должно превышать 300 м.
5.5 Пожарная безопасность
Пожароопасными называют такие помещения или зоны, где применяются или хранятся горючие вещества. Согласно правилам пожарной безопасности все пожароопасные помещения разделены на классы.
Здание водогрейной котельной относится к категории Г – негорючие вещества и материалы в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии, процесс обработки которых сопровождается выделением лучистой теплоты, искр и пламени; горючие газы, жидкости и твердые вещества, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива.
Здания и сооружения, отнесенные к пожароопасным помещениям, должны сооружаться из несгораемых материалов. Они должны обладать максимальными пределами огнестойкости. Огнестойкость стен и перегородок, выполненных из силикатного кирпича или железобетонных панелей, должна соответствовать пределу огнестойкости не менее 3 ч., а перекрытия и покрытия из железобетонных плит – не менее 1,5 ч.
При планировке промышленных предприятий необходимо предусматривать разрыв между производственными зданиями, сооружениями, закрытыми складами и вспомогательными зданиями в пределах норм.
Пожарная безопасность зданий и сооружений обеспечивается объемно-планировочными решениями, подбором и компоновкой огнестойких строительных конструкций и расстановкой противопожарных преград, планировкой путей эвакуации и подбором систем пожаротушения. Для тушения пожаров применяют воду, водные эмульсии галоидированных углеводородов, химическую и воздушно-механическую пену, водяной пар, углекислоту, инертные газы, порошки и другие огнегасительные вещества и составы.
В промышленных производствах широко применяют стационарные установки пожаротушения. К водяным пожаротушительным установкам относятся спринклерные и дренчерные системы с распылителями производительностью 25-50 л/с. Такие установки постоянно находятся под давлением воды 0,8-1,0 МПа. Клапаны этих систем приводятся в действие тросом с замками, плавящимися при температуре 72, 93 и 131 оС. Для тушения горящего мазута с температурой вспышки 80 оС и выше, а также нефтепродуктов с температурой вспышки выше 120 оС оборудуют стационарные установки с щелевыми распылителями воды. Для тушения пожаров в насосных по перекачке нефтепродуктов, в цехах регенерации масел применяют стационарные паротушительные установки, а на складах горючих жидкостей и бензина – установки воздушно-пенного или химического пенотушения.
Все взрыво- и пожароопасные производства должны иметь системы автоматического пожаротушения. В качестве датчиков пожаровозникновения применяют тепловые, дымовые и комбинированные устройства (извещатели). Комбинированные извещатели устанавливают в помещениях из расчета один на 50 – 100 м2 пола. Световые извещатели располагают так, чтобы они охватывали помещение в радиусе не более 30 м. Места установки световых извещателей должны иметь освещение не более 50 лк.
Сигнализационная комплексная пожарная установка CКПУ-1 должна иметь блок информации, связанный с пожарной частью, которая по получении сигнала немедленно выезжает на место пожара и принимает меры по его ликвидации.
При возникновении пожара необходимо немедленно вызвать пожарную охрану, удалить в безопасное место людей и по возможности горючие вещества, приступить к тушению огня имеющимися средствами пожаротушения, соблюдая правила техники безопасности, и поставить в известность начальника смены (диспетчера) предприятия, начальника цеха (участка) и охрану предприятия.
5.6 Гражданская оборона
Организация и проведение мероприятий по сигналу о воздушной опасности «Воздушная тревога».
Оповещение руководства, персонала и жилого сектора, прилегающего к заводу по сигналу «Воздушная тревога» осуществляется централизованно, с использованием СЦО ГО (средства централизованного оповещения) и включением электросирен. Всего на территории завода 16 электросирен. Передача речевой информации производится через радиоузел, включенный в городскую радиотрансляционную сеть.
С получением указанного сигнала производится безаварийная остановка производства в течении 10-12 минут, силами обслуживающего персонала, согласно плана. В целях светомаскировки централизовано отключается наружное освещение. В цехах остается только аварийное освещение. Средства индивидуальной защиты, приборы РХН (радиационно-химического наблюдения) и дозиметрического контроля хранятся в ЗСГО (защитное сооружение гражданской обороны) агрегатного производства завода. Получение их производится согласно плану выдачи в сокращенные сроки в защитные сооружения завода, где в последствии производится выдача персоналу, находящемуся в ЗСГО завода, которые позволяют укрыть всю наибольшую работающую смену.
Организация и проведение мероприятий по сигналу об отбое воздушной опасности «Отбой воздушной тревоги».
После нападения противника вводится в действие план ГО, и проводятся мероприятия общей готовности ГО, минуя подготовительные мероприятия.
Восстанавливаются нарушенные управления, связь, оповещение. Управление организуется из заглубленного пункта управления (ЗСГО № 7). Разведка радиационной и химической обстановки проводится силами постов РХН завода. Разведка сложившейся обстановки на территории завода проводится силами разведгрупп и отделений пожаротушения с северного и южного направлений к центру. Сбор данных об обстановке осуществляется через ЗПУ РГО (запасной пункт управления руководителя гражданской обороны) завода. Уточняется состав, и приводятся в готовность сохранившиеся формирования. В соответствии с обстановкой и по данным разведки уточняются участки проведения АСДНР (аварийно-спасательные и другие неотложные работы), а также устанавливаются режимы радиационной защиты. Дозиметрический контроль организуют командиры формирований ГО. По замерам экспозиционных доз излучения устанавливается время проведения АСДНР и работа производств в условиях радиоактивного заражения.
Медицинская помощь пораженным оказывается силами санитарных постов и дружин, входящих в состав формирований ГО.
С целью защиты персонала в условиях радиационного загрязнения по согласованию с РГО (руководителем гражданской обороны) и эвакоорганами Округа проводятся ускоренные мероприятия по эвакуации и рассредоточению с использованием автотранспорта, ж/д транспорта и эвакуация пешим порядком.
6 Технико-экономические показатели проекта
6.1 Преимущества использования системы с дополнительными
поверхностями нагрева
За счет размещения в существующих водогрейных котлах дополнительных обогреваемых поверхностей нагрева и как следствие дополнительной выработки тепла, улучшаются технико-экономические показатели работы самих котлов в результате более полного использования тепла продуктов сгорания топлива и уменьшения потери тепла с уходящими газами. Также за счет уменьшения потребления количества пара на подогрев исходной и питательной воды уменьшаются тепловые потери в паропроводе.
Был проведен экономический расчет, который показал наличие экономической эффективности при провидении указанной модернизации.
6.2 Расчет экономической эффективности реконструкции котельной ТЭЦ «Уралаз — Энерго» г. Миасс
6.2.1. Капитальные затраты на реконструкцию:
Стоимость оборудования
СО=275188 руб.
Неучтенное оборудование 10% от НО = 0,1∙275188=27518 руб.
Полная стоимость оборудования:
СО+НО=275188+27518=302706 руб.
Затраты на запасные части:
ЗЧ=0,02∙СО=0,02∙302706=6054 руб.
Транспортные расходы:
ТР=0,03 ∙ (СО+ЗЧ)=0,03 ∙ (302706+6054)=9263 руб.
Заготовительно-складские расходы:
ЗСР=0,01 ∙ (СО+ЗЧ+ТР)=0,01 ∙ (302706+6054 +9263)=3180 руб.
Затраты на комплектующие:
ЗК=0,01 ∙ (СО+ЗЧ)=0,01 ∙ (302706+6054)=3088 руб.
Поправки к стоимости монтажных работ:
К основной заработной плате учитывающей районный коэффициент
РК1=0,7+0,15+0,15 ∙ (0,5 ∙ (СО+ЗЧ))=0,7+0,15+0,15 ∙ (0,5 ∙ (302706+6054))=
=154380 руб.
К заработной плате рабочих по эксплуатации машин
РК2=0,3+0,15+0,15 ∙ (0,3 ∙ (СО+ЗЧ))=0,3+0,15+0,15 ∙ (0,3 ∙ (302706+6054))=
=92628 руб.
Накладные расходы:
Стоимость накладных расходов равна 50% стоимости оборудования
НР1=0,5∙РК1=0,5∙154380=77190 руб.
НР2=0,5∙РК2=0,5∙92628=46314 руб.
Косвенные расходы на доплату к заработной плате рабочим на механизмах
КР=0,4∙РК2=0,4∙92628 =37051 руб.
Итого прямых затрат:
П3=СО+РК1 +РК2+НР1+НР2+КР=302706+154380 +92628 +77190+46314+37051= =710269 руб.
Плановые накопления
ПН=0,02∙ПЗ=0,02∙710269 =14205 руб.
Итого капитальных затрат:
И=ПЗ+ПН+ЗЧ+ТР+ЗСР+ЗК=710269 +14205 +6054 +9263 +3180 +
+3088 =746059 руб.
Расчет капитальных затрат представлен в таблице 6.1
Таблица 6.1 — Смета на приобретение и монтаж оборудования
Наименование и характер оборудования и монтажных работ Ед.
из. Кол-во Цена руб. Стоимость оборудования Сметная стоимость монтажных работ
Всего в том числе з/пл
Основная Рабочих на механизмах
Труба 38х3,5 Тн 2,4 44655 107173
Труба219х8 Тн 4,58 21770 99705
Задвижка Ду200 шт 5 7550 37750
Задвижка
Ду 150 шт 4 5290 21160
КИП шт 2 4700 9400
Итого 275188
Неучтенное оборудование
27518
Итого 302706
Затраты на запас-ные части (2%) 6054
Транспортные расходы (3%) 9263
Заготовительно-складские расходы (1%) 3180
Затраты на комплектацию 3088
Поправки к стоимости монтажных работ
К основной з/пл Учитывающий районный коэффициент 154380
К з/пл по эксплуатации машин 92628
Накладные расходы 123504
Косвенные расходы на доплату к з/пл рабочим на механизмах 37051
Итого прямых затрат 710269
Плановые на-копления (2%) 14205
Итого капи-тальных затрат 746059
6.2.2 Определим годовую экономию
Годовая экономия рассчитывается по формуле:
Э=∆Q ∙ Цг + Qфакт∙ Цтэ
∆Q – годовая экономия газа
Цг – цена 1тут по газу (по данным расчетчиков 2397,92 рубля за 1тут)
Qфакт – фактическая годовая экономия теплоэнергии на паропроводе, она была определена в тепловом расчете паропровода: Qфакт=367,7 Гкал.
Цтэ – цена теплоэнергии (по данным расчетчиков 551,42 рубля за 1Гкал)
До модернизации котла для выработки 100 Гкал требовалось (из теплового расчета) В1=12420 м3 газа. После установки доп. поверхности для выработки 100 Гкал требуется (из теплового расчета) В2=12235 м3 газа. По данным ПТО ТЭЦ за отопительный сезон 2009-2010г. (5 месяцев) водогрейной котельной №2 было отпущено тепла 104200 Гкал.
Экономия газа составит:
∆Qг = В1- В2∙104200/100=192,770 тнм3
Переведем в условное топливо:
∆Q=192,770∙8600/7000=236,8 т у.т.
Э=∆Q∙Цг + Qфакт∙Цтэ=236,8∙2397,92+367,7∙551,42=785947 р/год
Цена 1 Гкал после модернизации: 551,42-785947/104200= 543,87 р/Гкал
Таблица 6.2
Отчет о движении денежных средств (руб.)
Наименование статей 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год
Экономия 785 947,0 785 947,0 785 947,0 785 947,0 785 947,0 785 947,0
Налог на имущество 5 551,6 5 551,6 5 551,6 5 551,6 5 551,6 5 551,6
Проценты к уплате 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Налогооблагаемая прибыль 780 395,4 780 395,4 780 395,4 780 395,4 780 395,4 780 395,4
Налог на прибыль 156 079,1 156 079,1 156 079,1 156 079,1 156 079,1 156 079,1
Чистая прибыль 624 316,3 624 316,3 624 316,3 624 316,3 624 316,3 624 316,3
Возвращение займа 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Нераспределенная прибыль 624 316,3 624 316,3 624 316,3 624 316,3 624 316,3 624 316,3
Тоже нарастающим итогом 624 316,3 1 248 632,6 1 872 948,9 2 497 265,2 3 121 581,4 3 745 897,7
302706
Продолжение таблицы 6.2
Отчет о движении денежных средств (руб.)
Наименование статей 7 год 8 год 9 год 10 год 11 год 12 год
Экономия 785 947,0 785 947,0 785 947,0 785 947,0 785 947,0 785 947,0
Налог на имущество 5 551,6 5 551,6 5 551,6 5 551,6 5 551,6 5 551,6
Проценты к уплате 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Налогооблагаемая прибыль 780 395,4 780 395,4 780 395,4 780 395,4 780 395,4 780 395,4
Налог на прибыль 156 079,1 156 079,1 156 079,1 156 079,1 156 079,1 156 079,1
Чистая прибыль 624 316,3 624 316,3 624 316,3 624 316,3 624 316,3 624 316,3
Возвращение займа 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Нераспределенная прибыль 624 316,3 624 316,3 624 316,3 624 316,3 624 316,3 624 316,3
Тоже нарастающим итогом 4 370 214,0 4 994 530,3 5 618 846,6 6 243 162,9 6 867 479,2 7 491 795,5
6.3 Отчеты о прибыли и движении денежных средств
6.3.1 Амортизация основных средств рассчитывается по формуле:
А= (1/ n) ∙100 в % от остаточной стоимости основных средств, где
n- срок службы оборудования.
А=(1/12)∙100=8,3%, А=25124 руб.
Результаты расчета амортизации представлены в таблице 4 (приложение).
6.3.2 Налог на имущество
НИ=0,02∙(СО-А)=0,02∙(302706-25124)= 5552 руб.
6.3.3 Налогооблагаемая прибыль
НП=Э-НИ=785947-5552=780395руб.
6.3.4 Налог на прибыль
НПр=0,20∙НП=0,20∙780395= 156079 руб.
6.3.5 Чистая прибыль
ЧП=НП-НПр=780395-156079=624316 руб.
6.3.6 Нераспределенная прибыль
НРП=ЧП-ВЗ=624316-0,0=624316 руб.
Отчеты о прибыли и движении денежных средств представлены в таблице 6.3
Таблица 6.3
Отчет о движении денежных средств (руб.)
Наименование статей 0 год 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год
Заемный капитал
Собственный капитал 746059,0
Прибыль 785947,0 785947,0 785947,0 785947,0 785947,0
Амортизация 25124,0 25124,0 25124,0 25124,0 25124,0
Итого приток 746059,0 811071,0 811071,0 811071,0 811071,0 811071,0
Налоги на прибыль и имущество 161630,7 161630,7 161630,7 161630,7 161630,7
Процент к уплате 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Возврат займов 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Итого отток 746059,0 161630,7 161630,7 161630,7 161630,7 161630,7
Сальдо денежных средств 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3
Продолжение таблицы 6.3
Отчет о движении денежных средств (руб.)
Наименование статей 6 год 7 год 8 год 9 год 10 год 11 год
Заемный капитал
Собственный капитал
Прибыль 785947,0 785947,0 785947,0 785947,0 785947,0 785947,0
Амортизация 25124,0 25124,0 25124,0 25124,0 25124,0 25124,0
Итого приток 811071,0 811071,0 811071,0 811071,0 811071,0 811071,0
Налоги на прибыль и имущество 161630,7 161630,7 161630,7 161630,7 161630,7 161630,7
Процент к уплате 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Возврат займов 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Итого отток 161630,7 161630,7 161630,7 161630,7 161630,7 161630,7
Сальдо денежных средств 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3
6.4 Чистая текущая стоимость проекта.
6.4.1 Принимаем ставку дисконтирования 15%.
NPV=∑ni=1 (Pi/(0,15)n+(-I))
где: NРV — чистая текущая стоимость проекта;
n — срок окупаемости (срок экономической жизни проекта);
i — год интервала планирования;
Р — денежные потоки;
I — вложенные инвестиции.
Таблица 6.4
Отчет о движении денежных средств (руб.)
Годы 0 1 2 3 4 5 6
Вложенные инвестиции 746059,0
Денежные потоки 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3
Коэффициент приведения 1,1500 1,3225 1,5209 1,7490 2,0114 2,3131
Текущая стоимость 564730,69 491070,16 427017,53 371319,59 322886,60 280770,96
Чистая текущая стоимость -746059,0 -181328,31 309741,85 736759,38 1108078,97 1430965,57 1711736,53
Продолжение таблицы 6.4
Отчет о движении денежных средств (руб.)
Годы 7 8 9 10 11 12
Вложенные инвестиции
Денежные потоки 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3
Коэффициент приведения 2,6600 3,0590 3,5179 4,0456 4,6524 5,3503
Текущая стоимость 244148,66 212303,18 184611,46 160531,71 139592,79 121383,90
Чистая текущая стоимость 1955885,19 2168188,37 2352799,84 2513331,54 2652924,33 2774308,23
6.4.2 Срок окупаемости проекта
Стоимость одного календарного дня периода окупаемости:
491070/365=1345,4 руб/день
Срок окупаемости:
1+(181328,3/1345,4)/365= 1,37 лет или 1 год 135 дней.
6.5 Внутренняя норма доходности и индекс рентабельности
6.5.1 Внутренняя норма доходности IRR=46,5 %
определяется графическим методом (рисунок 1).
6.5.2 Индекс рентабельности
РI=(NPV+|I|)/I=(309741,85+|746059|)/746059 = 1,4 руб./ руб.
6.5.3 Индекс доходности
DI=2774308/746059= 3,7
Таблица 6.5 — Технико-экономические показатели
№ п/п Наименование ед. изм. Величина
1 Капитальные затраты руб 746059
2 Итого инвестиций руб 746059
3 Чистая текущая стоимость проекта руб 2774308
4 Цена теплоэнергии до модернизации руб/Гкал 551,42
5 Цена теплоэнергии после модернизации руб/Гкал 543,87
6 Срок окупаемости проекта лет 1,37
7 Внутренняя норма доходности проекта % 46,5
8 Индекс рентабельности на второй год руб/руб 1,4
9 Индекс доходности за 12 лет 3,7
График
Рисунок 1
Таблица 6.6
Коэффициент дисконтирования 20%
Годы 0 1 2 3 4
Вложенные инвестиции 746059,0
Денежные потоки 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3
Коэффициент приведения 1,2000 1,4400 1,7280 2,0736
Текущая стоимость 541200,25 451000,21 375833,51 313194,59
Чистая текущая стоимость -746059,0 -204858,75 246141,46 621974,97 935169,55
Коэффициент дисконтирования 30%
Годы 0 1 2 3 4
Вложенные инвестиции 746059,0
Денежные потоки 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3
Коэффициент приведения 1,3000 1,6900 2,1970 2,8561
Текущая стоимость 499569,46 384284,20 295603,23 227387,10
Чистая текущая стоимость -746059,0 -246489,54 137794,66 433397,89 660785,00
Продолжение таблицы 6.6
Коэффициент дисконтирования 40%
Годы 0 1 2 3 4
Вложенные инвестиции 746059,0
Денежные потоки 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3
Коэффициент приведения 1,4000 1,9600 2,7440 3,8416
Текущая стоимость 463885,93 331347,09 236676,49 169054,64
Чистая текущая стоимость -746059,0 -282173,07 49174,02 285850,51 454905,15
Коэффициент дисконтирования 47%
Годы 0 1 2 3 4
Вложенные инвестиции 746059,0
Денежные потоки 649440,3 649440,3 649440,3 649440,3
Коэффициент приведения 1,4700 2,1609 3,1765 4,6695
Текущая стоимость 441796,12 300541,58 204450,05 139081,67
Чистая текущая стоимость -746059,0 -304262,88 -3721,30 200728,76 339810,43
7 Заключение
7.1 В данном дипломном проекте была рассмотрена модернизация схемы водоподготовительной установки водогрейной котельной. За счет снятия тепла с ДПН котла КВГМ-100 были:
1) Уменьшены потери с уходящими газами в котле КВГМ-100. Уменьшение теплопотерь подтверждено тепловыми расчетами котельного агрегата до и после модернизации.
2) Уменьшены тепловые потери в паропроводе от ТЭЦ до ВК-2. Уменьшение теплопотерь подтверждено расчетом теплопотерь в паропроводе.
3) Повышено качество подпиточной воды теплосети за счет нагрева подготавливаемой воды в водоводяных теплообменниках, и подмеса в СКУ перед деаэратором водой повышенной температуры после ДПН.
7.2 На основании аэродинамического расчета дополнительной поверхности нагрева в котле КВГМ-100 показано, что установка ДПН не требует изменений состава оборудования газовоздушного тракта. Потеря напора на ДПН равна 0,0388 кгс/м2, что не ухудшает работу газовоздушного тракта.
7.3 Потери давления в проточном тракте дополнительной поверхности составляет 0,3951 кгс/см2, что не скажется на гидравлическом режиме тепловой сети.
7.4 Расчет на прочность трубной части ДПН подтвердил ее работоспособность.
7.5 Технико-экономический расчет показал наличие экономической эффективности при проведении указанной модернизации. Годовая экономия составляет:
-236,8 т у.т. условного топлива;
-367,7 Гкал теплоэнергии. Срок окупаемости проекта -1,37 года.
В результате проведения технико-экономического расчета можно сделать вывод о том, что данный проект рентабелен.
7.6 Модернизация схемы водоподготовительной установки водогрейной котельной со снятием тепла с ДПН КВГМ-100 актуальна для повышения энергетической и экономической эффективности станции.
8 Список литературы
1 С.В. Хижняков «Практические расчеты тепловой изоляции».
2 М.П. Вукалович «Термодинамические свойства водяного пара».
3 В.И. Манюк, Я.И. Калинский «Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей».
4 А.А. Николаев «Справочник проектировщика проектирования тепловых сетей».
5 В.А. Двойнишников, Л. В. Деев «Конструкция и расчет котлов и котельных установок».
6 Тепловой расчет котельных агрегатов: (Нормативный метод). Под ред. Кузнецова Н. В. – М.: Энергия, 1973.
7 М. М. Щеголев, Ю. Л. Гусев, М. С. Иванова. Котельные установки. – М.: 1972.
8 Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы. Справочник. Под ред. Григорьева В.А., Зорина В.М. – М.: Энергия, 1980.
9 Гидравлический расчет котельных агрегатов (Нормативный метод). Под. ред. Локшина В. А., Петерсона В. Ф., Шварца А. Л. – М.: Энергия, 1978.
10 Аэродинамический расчет котельных установок (Нормативный метод). Издание третье. Под ред. Мочана С. И. – Л.: Энергия, 1977.