Проект реконструкции котельной ЖМР-16
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время объем потребления энергии непрерывно возрастает, что
является следствием процесса индустриализации, увеличения энергозатрат на
добычу природных ресурсов и работу транспорта, повышение плодородия почв и др.
Несмотря на развитие топливодобывающей промышленности в нашей стране, топливный
баланс ее в течение многих лет является весьма напряженным: опережающими
темпами растет потребность в топливе, и зачастую оно расходуется расточительно.
Сегодня наша страна в расчете на единицу национального дохода расходует
топлива, электроэнергии, металла и других ресурсов более чем в 2 раза больше,
чем развитые капиталистические страны. Прирост потребности в топливе, энергии,
сырье и материалах должен обеспечиваться в основном (на 70−80%) за счет их
экономии.
Природный газ является важнейшим видом органического топлива. В настоящее
время продолжается тенденция к увеличению доли природного газа в топливном
балансе. Основная стратегия - наращивать добычу природного газа с повышением
его доли в топливном балансе. На тепловых электростанциях, использующих в
качестве топлива природный газ, производится более 40% электроэнергии, а всего
на ТЭС вырабатывается 67,1% энергии. В перспективе, наряду с природным и
технологическими газами (доменным и коксовым), представляется возможным
использование в качестве энергоносителей продуктов переработки твердых топлив,
в первую очередь, водорода. Высокие энергетические качества, термостабильность
и относительная чистота продуктов сгорания делают перспективным использование
газовых топлив не только в стационарной технике, но и в таких видах депорта,
как автомобильный, авиационный и др. С учетом изложенного повышение
эффективности использования природного газа является актуальным [1].
Рассмотрим основные пути повышения эффективности использования газа в
котельных установках:
Закрытие мелких котельных мощностью 3−6 Гкал/ч, работающих на
газообразном топливе, и подключение их потребителей к крупному теплоисточнику
дает экономию газа 13−16 м3/Гкал (40−70 кг условного
топлива/Гкал). Кроме того, при закрытии одной мелкой котельной экономятся
трудовые ресурсы - 6−9 человек.
Замена устаревших моделей котлов и схем компоновки оборудования с
отключаемыми и групповыми экономайзерами при. водит к снижению расхода газа на
18−20 м3/Гкал отпущенной теплоты.
Реконструкция тепловой схемы котельной в соответствии с составом
потребителей при значительном несоответствии существующей схемы может дать
экономию газа до 10%. Например, перевод отопления помещений с парового на
водяное сокращает расход газа на 5−7%.
Теплопотери с уходящими газами q2 в
котельных установках без хвостовых поверхностей нагрева, работающих с
коэффициентами избытка воздуха α=αопт, достигают 25%. Мероприятия,
способствующие уменьшению q2
следующие
установка водяного питательного поверхностного экономайзера и
воздухоподогревателя - экономия газа 4−7%, теплофикационного- 6−9%,
конденсационного (контактного) - 10−15%; повышение температуры уходящих
газов за котлом на 10−15 °С приводит к перерасходу газа на 0,7−1,0%;
котел должен работать с оптимальным коэффициентом избытка воздуха α=αопт. Увеличение коэффициента избытка
воздуха в топке выше оптимального на 0,1 приводит к перерасходу газа на 0,7%,
при этом на 6−10% возрастает расход электроэнергии на привод дутьевого
вентилятора и дымососа; повышение газоплотности котла в целях уменьшения
присосов холодного воздуха на 10% приводит к снижению расхода газа на 0,5% и
уменьшению расхода электроэнергии на привод дымоcoca на 4−5%; применение для котельных, сжигающих
природный газ, вакуумных деаэраторов, позволяющих снизить температуру
питательной воды до 65−70°С (по сравнению с температурой 104°С при
атмосферных деаэраторах), обеспечивает более глубокое охлаждение уходящих
газов; установка наряду с водяным питательным поверхностным экономайзером КТ,
позволяющего проводить глубокое охлаждение уходящих продуктов сгорания[2].
Поддержание номинальных производительностей и параметров работы котла,
чистоты наружных и внутренних поверхностей нагрева; правильное конструктивное
оформление конвективных поверхностей нагрева в целях более полного омывания их
газами со скоростью, обеспечивающей самообдувку.
1. ХАРАКТЕРИСТИКА КОТЕЛЬНОЙ ЖМР-16
Котельная ЖМР - 16 предназначена для теплоснабжения отопительных
установок и систем горячего водоснабжения жилых и общественных зданий.
Теплоносителем внешних потребителей является вода с температурой 150/70оС.
Топливо - природный газ.
Источником водоснабжения служит система хозяйственно-питьевого
водопровода. Карбонатная жесткость воды составляет Жк =4 мг-экв/л.
Снижение давления газа у котлоагрегатов типа ПТВМ-50 осуществляется
газорегуляторной установкой с регулятором давления РДУК2В-200/140.
Газорегуляторная установка размещается в котельной на площадке 4,200
газооборудование котлов запроектировано с учетом работы на газе среднего
давления с оборудованием автоматики безопасности и регулирования. Количество
котлов определяется из условия покрытия заданных тепловых нагрузок (СНиП
11-35-76). Типы сетевых и подпиточных насосов принимается в соответствии с
расходами воды и пьезометрическими графиками тепловых сетей. С целью экономии
водных ресурсов принята оборотная система водоснабжения котельной.
Компоновка котельной закрытого типа: все оборудование, в том числе и
тягодутьевые машины, располагаются внутри здания. Это обеспечивает санитарные
нормы по уровню шума на территории, окружающей котельную. Здание котельной
прямоугольное в плане с размерами 24×48 м. Высота от пола до низа несущих
конструкций покрытия котельного зала 14,4 м определена габаритами оборудования и
условиями обслуживания котлов ПТВМ-50.
В здании размещены водогрейные котлы типа ПТВМ-50 со щитами теплового
контроля, а защиты и автоматики; оборудования химводочистки; насосы;
трубопроводы; распределительные устройства РП-10-6 кВт; ремонтный пункт; химическая
лаборатория. Служебно-бытовые помещения расположены на антресольном этаже на
отметке 10,8 м. Вне здания котельной расположены бункер мокрого хранения соли и
дымовая труба.
Основными элементами отопительной котельной является котел, топка,
питательные, подпиточные и тягодутьевые устройства.
К вспомогательным элементам котельной относятся устройства для подачи
топлива, очистки дымовых газов, водоподготовка, а также приборы теплового
контроля и средства автоматизации.
В котельной предусмотрено автоматическое регулирование, сигнализация всех
основных технологических процессов и тепловой контроль, что позволяет постоянно
следить за показаниями и поддерживать параметры воды на заданном уровне.
Система тепловой сети - двухтрубная, с одним выводом теплопровода из
котельной. Регулирование отпуска тепла - качественное (по отопительному
графику).
Оборудована котельная тремя водогрейными котлами ПТВМ-50, номинальная
производительность которых составляет 50 Гкал/ч. Общая производительность
установленного оборудования составляет 150Гкал/ч, тепловые расчеты проекта
выполнены для условий работы котельной в районах с расчетной температурой
воздуха для проектирования отопления равной tр.о. = - 23оС.
2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУЦИИ
Современное развитие всех отраслей промышленности сопровождается ростом
потребления ТЭР для выработки необходимого количества энергии. В условиях
повышения цен, ограниченности запасов первичного топлива и ужесточения
экологических требований к воздействию теплогенерирующих установок на
окружающую среду становиться актуальными вопросы энерго- и ресурсосбережения. В
настоящее время в коммунальном секторе водогрейные отопительные котлы малой
мощности, на нашем рынке в большей степени представляли зарубежные
производители, но в последнее время стали появляться и отечественные котлы
малой мощности с вентиляторными горелками с достаточно высоким КПД - 93-94% и
низкой эмиссией загрязнения окружающей среды [3]. Это вызвано в первую очередь
тем, что по данным областных администраций срок эксплуатации 57% котельных
превышает 20 лет, 40% эксплуатирует котлы с КПД менее 82%. В эксплуатации более
20 лет находится 10800 котлов производительностью от 100 кВт до 1 МВт. Не
подлежит модернизации и нуждается в замене около 14 тыс. котлов мощностью до 1
МВт.
Следует отметить, что модернизация действующих котлов малой и средней
мощности на несколько порядков дешевле их полной замены, т.к. она не требует
значительных инвестиционных затрат и может быть выполнена в короткие сроки
значительно сокращая себестоимость производимой тепловой энергии. Направления
такой модернизации это: интенсификация топочного теплообмена, за счёт
интеграции в топочное пространство дополнительных поверхностей нагрева,
экранов-излучателей, вторичных излучателей, возврат на повторный дожег топочных
газов, установка экономайзеров вода/вода и вода/воздух, подаваемый на горение,
различные схемы аккумуляции тепловой энергии, зонированное распределение
тепловой энергии по тракту топочных газов, за счёт применения перегородок излучателей,
различных конструкционных материалов, отличающихся коэффициентами теплопередачи
(например: интеграция алюминиевых деталей в чугунные котлы или использование
красномедных теплообменников в стальных котлах и т.п.), изменение теплоёмкости
теплоносителя за счёт изменения его текучести и т.д. Кроме того, следует
рассматривать задачи модернизации направленные на замену оборудования и
технологические улучшения, направленные на экономию и сокращение потребления
воды и электрической энергии, при производстве тепловой энергии, переход на
использование альтернативных источников топлива и энергии.
.1 Основные факторы, влияющие на КПД котла
Негативно на эксплуатацию котельного оборудования влияет необоснованная
децентрализация теплоснабжения, несанкционированный отбор теплоносителя,
перевод без мероприятий по модернизации существующего оборудования в
низкотемпературные режимы эксплуатации, снижение мощности котлов за счёт
низкого давления газа, нарушения режимных карт, отложения накипи на
конвективных поверхностях теплообмена, повышенные расходы потребляемой
электроэнергии, нарушение регламента ремонта, материальный и моральный износ
вспомогательного оборудования и тепловых сетей.
Перечисленные факторы приводят к недожогу топлива, коррозии и
преждевременному выходу из строя оборудования, снижению качества теплоснабжения
и обоснованным претензиям потребителя.
.2 Химическая неполнота сгорания
Неполное сгорание топлива и появление в дымовых газах СО, Н2 и других
горючих газов и сажи может быть вызвано общим недостаточным количеством воздуха
в топке или его неравномерным распределением, из-за чего часть топлива не
получает требуемого для полного сгорания количество воздуха. Причиной
химической неполноты сгорания могут быть также низкие температуры в топке из-за
охлаждающего действия экранных поверхностей, низкой температуры подаваемого
воздуха, вялого (неинтенсивного) горения влажного топлива, малого выхода
летучих в топливе и др. При интенсивном перемешивании топочных газов и
достаточно высоких температурах в топке продукты неполного сгорания могут,
догорая, отдать свое тепло в топке.
Потери тепла от неполноты сгорания увеличиваются при недостаточной высоте
топки и недостатке времени пребывания в ней газов, при плохом и неравномерном
заполнении объема топки факелом горения, при перегрузке топочного объема. При
правильном ведении процесса горения потеря тепла от химической неполноты
горения не превышает 0,5−1% от теплоты сгорания для твердого топлива и 1−1,5%
для жидкого топлива и газа. При неправильном же режиме горения эти потери могут
достигать значительной величины, особенно при сжигании природного газа.
.3 Потери теплоты от наружного охлаждения
Потери тепла в окружающую среду зависят от качества и состояния
обмуровки, размеров и взаимного расположения котлов, толщины и качества
обмуровки, степени экранирования топки, конструкции фронтовых устройств котла,
наличия хвостовых поверхностей. Потери эти возрастают при наличии в котельной
сквозняков. Согласно ПТЭ внешние поверхности котла и его элементов должны иметь
изоляцию, обеспечивающую температуру стенки не выше 55°С.
Газифицированные теплогенерирующие установки имеют сравнительно высокие
технико-экономические показатели, что обусловлено отсутствием потерь теплоты от
химической и механической неполноты сгорания природного газа. Однако потери
теплоты с уходящими газами значительны и составляют до 20%.
Потеря
теплоты с отходящими газами тем больше, чем выше их температура и чем больше
коэффициент избытка воздуха. Температура отходящих газов котлов
<#"699320.files/image001.gif">МВт
|
|
|
|
Повышение КПД котла
|
 % 
|
|
|
|
|
КПД котла с КТ
|
 % 
|
|
|
|
|
Потери теплоты с уходящими
газами
|
 % 
|
|
|
|
Расчет экономии топлива от использования тепла отходящих газов
теплообменником установленным в газаходе котла
(2.1)
где
- количество необходимого тепла, Г кал;
- КПД
брутто при работе на оптимальном режиме,%
- низшая
теплота сгорания условного топлива, ккал/кг
м³. у.т.
Экономия
в натуральном топливе составляет
(2.2)
где
- теплота сгорания природного газа ккал/м³
3. РАСЧЁТ
ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК
.1 Расход теплоты на отопление
Для расчета тепловых нагрузок исходные данные сведены в таблицу 3.1
Таблица 3.1
Исходные данные
|
Наименование
|
Обозначение
|
Размерность
|
Значение
|
|
Температура наружного
воздуха - расчетная на отопление - расчетная на вентиляцию - средняя за
отопительный период
|
tр.о. tр.в.
tн.ср.
|
оС оС
оС
|
-23 -9 -0,8
|
|
Отапливаемая площадь зданий
|
F
|
м2
|
681328,6
|
|
Количество жителей
|
m
|
чел.
|
34459
|
|
Продолжительность
отопительного периода
|
nо
|
сут.
|
177
|
Системы отопления зданий предназначены для поддержания расчётной
внутренней температуры воздуха в помещении.
Максимальный (расчётный) расход теплоты на отопление для жилых,
гражданских и отдельных зданий с учетом потерь с инфильтрацией определяют по
формуле:
(3.1)
где
- тепловая характеристика зданий 
-
площадь, м²;
-
поправочный коэффициент
.2
Расход теплоты на горячее водоснабжение
Качество горячей воды, подаваемой потребителем, должно соответствовать
требованиям, предъявляемым к питьевой воде. Температура горячей воды в точках
водоразбора должна быть:
- не ниже 50 ºС для закрытых систем теплоснабжения;
не ниже 60 ºС для открытых систем теплоснабжения;
не выше 70 ºС для всех систем.
Расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжения
общественных и жилых зданий в ваттах определяется по формуле:
(3.2)
где
- число жителей, чел.;
- норма
расхода горячей воды с температурой 55 ºС на 1 жителя;
- то же
на 1 жителя для общественных зданий, принимать 25 кг/сутки на человека;
-
температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период. При отсутствии
данных принимается 5 ºС;
-
теплоёмкость воды, Дж/(кг·ºС);
Максимальный (расчетный) расход теплоты на горячее водоснабжение
определим по формуле:
(3.3)
= 2,4∙13,06
= 31,34 МВт.
Расход теплоты в ваттах на горячее водоснабжение потребителями в
неотопительный период (летний):
(3.4)
где
- температура холодной (водопроводной) воды в
неотопительный период, принимается 15 ºС;
-
коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее
водоснабжение в летний период по отношению к отопительному 
3.3 Суммарный расход теплоты
(3.5)
.4
Годовые расходы теплоты
Годовые
расходы теплоты необходимо знать для определения режимов работы оборудования,
сроков ремонта, расхода топлива и т.п.
В
общем виде его определяют, суммируя годовые расходы каждого потребителя по
всему району теплоснабжения:
(3.6)
Для подсчёта годовых расходов теплоты необходимо знать средние расходы
теплоты за отопительный период и нагрузку горячего водоснабжения в летний
период по каждому потребителю.
Средний расход теплоты на отопление в ваттах за отопительный период:
(3.7)
где
- максимальный (расчётный) расход теплоты на
отопление, МВт;
- средняя
температура наружного воздуха за отопительный период;
Годовые расходы теплоты в джоулях составит:
на отопление:
(3.8)
где
- длительность отопительного периода, =177сут .
- на горячее водоснабжение:
(3.9)
где 350 - продолжительность работы системы горячего водоснабжения в году,
сутки;
4. РАСЧЕТ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ
.1 Описание и технические характеристики котла ПТВМ-50
Котел ПТВМ-50 предназначен для получения горячей воды с температурой до
150°С в отдельно стоящих котельных для использования в системах отопления,
вентиляции и горячего водоснабжения объектов промышленного и бытового
назначений
Топочная камера котла, а также задняя стена конвективной шахты закрыты
экранами из труб Ø 60×3 мм с шагом 64 мм. Конвективная
поверхность нагрева котлов состоит из трех пакетов[4]. Каждый пакет набирается
из U - образных ширм, которые выполнены из труб Ø
28×3 мм. Ширмы в
пакетах расположены параллельно фронту котла и расставлены так, что их трубы
образуют шахматный пучок с шагом S1
=64 мм и S2 =40 мм. Все трубы, которые образуют
экранные поверхности котла, вварены непосредственно в коллекторы Ø
273× 10 мм.
Условное
обозначение котла выглядит следующим образом:
ПТВМ-50
П - пиковый;
Т -
теплофикационный;
В -
водогрейный;
М - мазутный;
-теплопроизводительность
в Гкал/ч.
При работе на мазуте котлы ПТВМ-50 должны включаться по прямоточной
схеме: подвод воды осуществляется в поверхности нагрева топочной камеры, отвод
воды - из конвективной поверхностей нагрева.
При работе только на газообразном топливе включение котлов ПТВМ-50 по
воде выполняется по противоточной схеме: подвод воды - в конвективные
поверхности нагрева, отвод воды - из поверхностей нагрева топочной камеры.
Котёл ПТВМ-50 оборудуется двенадцатью газомазутными прямоточно-вихревыми
горелками ГМПВ - 6 , расположенными на боковых сторонах по 6 штук. Каждая
горелка снабжена индивидуальным дутьевым вентилятором.
Котлы имеют облегченную обмуровку, которая крепится непосредственно к
экранным трубам. Общая толщина обмуровки 110 мм. Обмуровочные и изоляционные
материалы в поставку завода не входят.
Над каждым отопительным котлом устанавливают дымовую трубу 1,
обеспечивающую естественную тягу. Труба 1 опирается на каркас. Отопительные
котлы устанавливаются полуоткрыто: в помещении размещаются только горелки,
арматура, вентиляторы и т.д. (т.е. нижняя часть котлоагрегата), а все остальные
элементы котла расположены на открытом воздухе.
Вода в отопительном котле циркулирует с помощью насосов. Расход воды
зависит от режима работы отопительного котла: при работе в зимний период
применяется четырехходовая схема циркуляции воды по основному режиму, а в
летний - двухходовая по пиковому режиму.
При четырехходовой схеме циркуляции вода в отопительном котле из
теплосети подводится в один нижний коллектор и последовательно проходит через
все элементы поверхности нагрева котла, преодолевая подъемы и опуски, после
чего вода также через нижний коллектор отводится в тепловую сеть.
При двухходовой схеме вода в отопительном котле поступает одновременно в
два нижних коллектора и, перемещаясь по поверхности нагрева, нагревается, после
чего отводится в тепловую сеть. При двухходовой схеме циркуляции через котел
пропускается почти вдвое больше воды, чем при четырехходовой схеме. Это
объясняется тем, что при летнем режиме работы котла нагревается большее, чем в
зимний период, количество воды и она поступает в отопительный котел с более
высокой температурой (ПО вместо 70°С). Основной причиной возникновения
отложений в котлах является поступление в них с водой веществ, образующие в
котловой воде труднорастворимые соединения. К таким соединениям относятся ионы
кальция, магния, кремния, меди и железа. Умягчение исходной сырой воды
производится на установке двухступенчатого катионирования [5]. Первая ступень
состоит из 3-х натрий-катионитовых фильтров, вторая ступень состоит из 2-х
аналогичных фильтров диаметров 2600 мм. Техническая характеристика котла
ПТВМ-50 представлена в таблице 4.1
Таблица 4.1
Техническая характеристика котла ПТВМ-50
|
Наименование
|
Размерность
|
Топливо
|
|
|
газ
|
мазут
|
|
Теплопроизводительность
|
МВт
|
58,15
|
58,15
|
|
Давление воды: - расчетное
- минимальное на выходе
|
МПа МПа
|
1,6 1,0
|
1,6 1,0
|
|
Температура воды: - на
входе - на выходе
|
оС оС
|
70 150
|
70 150
|
|
Расход воды
|
м3/ч
|
618
|
618
|
|
Гидравлическое
сопротивление
|
МПа
|
0,25
|
0,25
|
|
Температура уходящих газов
|
оС
|
180
|
250
|
|
КПД котла
|
%
|
92,5
|
91,1
|
|
Расход топлива (расчетный)
|
м3/ч (кг/ч)
|
6720
|
6340
|
|
Сопротивление воздушного
короба с горелками
|
кПа
|
2,4
|
2,4
|
|
Расход воздуха
|
м3/ч
|
84000
|
84000
|
|
Теплонапряжение топочного
объема
|
кВт/ м3
|
251,2
|
251,2
|
|
Тепловая нагрузка
лучевоспринимающей поверхности
|
кВт/ м2
|
109,3
|
124,4
|
|
Объем топочной камеры
|
м3
|
251
|
251
|
|
Лучевоспринимающая
поверхность
|
м2
|
245
|
245
|
|
Поверхность нагрева
конвективных пучков
|
м2
|
1223
|
1223
|
|
Масса котла в объеме
заводской поставки
|
т
|
83,5
|
83,5
|
4.2 Тепловой расчет котла ПТВМ-50
Состав топлива и его теплота сгорания приведены в таблице 4.2
Таблица 4.2
Состав и теплота сгорания природного газа
|
Наименование
|
Обозначение
|
Ед. измерения
|
Величина
|
|
Метан
|
СН4
|
%
|
97,1
|
|
Этан
|
С2Н6
|
%
|
0,3
|
|
Пропан
|
С3Н8
|
%
|
0,1
|
|
Углекислота
|
СО2
|
%
|
0,1
|
|
Азот
|
N2
|
%
|
2,4
|
|
Теплота сгорания
|
Qн р
|
кДж/м3
|
35043
|
|
Плотность газа
|
|
кг/м3
|
0,733
|
Теоретическое количество воздуха необходимое для горения и теоретический
состав дымовых газов представлена в таблице 4.3
Таблица 4.3
Теоретическое количество воздуха необходимое для горения и теоретический
состав дымовых газов
|
Наименование
|
Обозна-чение
|
Ед. изм.
|
Расчетная формула
|
Результаты расчета
|
|
Теоретическое количество
воздуха, необходимого для горения
|
Vво
|
|
0,0476∙[0,5∙СО+
0,5∙Н2 + 1,5∙H2S +
+Σ(m+ )∙CmHn-O2]
|
0,0476∙[ (2∙97,1)
+ (3,5∙0,3)+(5∙0,1)] = 9,32
|
|
Теоретический объем азота в
дымовых газах
|
V о
|
|
0,79∙
Vво + 0,01∙N2
|
(0,79∙9,32) + (0,01∙2,4)
= 7,39
|
|
Объем сухих 3-х атомных
газов
|
V
|
|
0,01∙(СО2+СО+H2S+ Σ m∙ CmHn)
|
0,01∙(0,1 + 97,1 + (2∙0,3)
+ (3∙0,1)) = 0,98
|
|
Теоретический объем водяных
паров в дымовых газах
|
VHzOo
|
|
0,01∙(H2S+H2+Σ(0,5n∙CmHn)+(0,124∙dг)) + 0,0161∙Vво
|
0,01∙((2∙97,1)
+ (3∙0,3) + (4∙0,1) + (0,124∙10)) + (0,0161∙9,32) =
2,11
|
|
Полный объем теоретического
количества дымовых газов
|
Vго
|
|
Vо + V + VH2O
|
7,39+0,98+2,11=10,48
|
Характеристика продуктов сгорания представлена в таблице 4.4
Таблица 4.4
Характеристика продуктов сгорания в поверхностях нагрева
|
Наименование
|
Обозна-чение
|
Ед. изм.
|
Расчетная формула
|
Наименование газового
тракта
|
|
|
|
|
топка
|
конвективная шахта
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Коэффициент изб. возд. в
топке
|
α1
|
-
|
по таблице 4-3 [1]
|
1,1
|
1,1
|
|
Присос воздуха по элементам
тракта
|
∆α
|
-
|
по таблице 2-1 [1]
|
-
|
0,05
|
|
Коэффициент избытка воздуха
по элемен. тракт
|
α”
|
-
|
α
+ ∆α
|
1,1
|
1,15
|
|
Средний коэф. избытка
воздуха
|
αср
|
-
|
(α’+α”)/2
|
1,1
|
1,125
|
|
Величина
|
αср - 1
|
-
|
αср - 1
|
0,1
|
0,125
|
|
Избыточный объем воздуха
|
∆Vв
|
|
(αср- 1)∙Vво
|
0,1∙9,32 =0,932
|
0,125∙9,32= 1,165
|
|
избыточный объем водяных
паров
|
∆VH2O
|
|
0,0161∙∆Vв
|
0,0161∙0,932= =0,015
|
0,0161∙1,165 = 0,0188
|
|
Действительный объем прод
сгор
|
Vг
|
|
Vго+∆Vв
|
10,48+0,932 = 11,412
|
10,48 + 1,165 = 11,645
|
|
Действительный объем
водяных паров
|
VH2O
|
|
VHzOo + ∆VH2O
|
2,11 + 0,015 = 2,125
|
2,11 + 0,0188 = 2,129
|
|
Объемная доля 3-х атомных
газов в продуктах сгорания (сухих)
|
r
|
-
|
V / Vг
|
0,98/11,412 = 0,0859
|
|
Объемная доля водяных паров
в прод. сгорания
|
r
|
-
|
VH2O / Vг
|
2,125/11,412 = 0,1862
|
2,129/11,465 = 0,1828
|
|
Общая объемная доля 3-х
атом. газов в пр. сгор.
|
rn
|
-
|
r + r
|
0,0859+0,1862 = 0,2721
|
0,0842+0,1828 = 0,2670
|
Энтальпии воздуха и продуктов сгорания представлены в таблице 4.5
Таблица 4.5
Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива,
кДж/м3
|
     
|
|
|
|
|
|
|
100
|
1230
|
166
|
961
|
319
|
1446
|
|
200
|
2479
|
350
|
1921
|
641
|
2912
|
|
300
|
3756
|
548
|
2897
|
977
|
4422
|
|
500
|
6375
|
976
|
4907
|
1675
|
7558
|
|
700
|
9124
|
1432
|
6991
|
2420
|
10843
|
|
900
|
11939
|
1912
|
9186
|
3216
|
14314
|
|
1100
|
14865
|
2408
|
11418
|
4064
|
17890
|
|
1300
|
17997
|
2916
|
13672
|
4946
|
21534
|
|
1500
|
20867
|
3434
|
15992
|
5864
|
25290
|
|
1700
|
23915
|
3954
|
18342
|
6809
|
29105
|
|
1900
|
27000
|
4480
|
20729
|
7782
|
32991
|
|
2100
|
30187
|
5013
|
23109
|
8780
|
36902
|
Таблица 4.6
Энтальпия продуктов сгорания в газоходах, кДж/м3
|
 α
=1,1α =1,15
|
|
|
|
(α
-1)∙Iво
|
Iго + (α -1)∙Iво
|
(α
-1)∙Iво
|
Iго + (α -1)∙Iво
|
|
100
|
123
|
1569
|
184,5
|
1630,5
|
|
200
|
247,9
|
3159,9
|
371,9
|
3283,9
|
|
300
|
375,6
|
4797,6
|
563,4
|
4985,4
|
|
500
|
637,5
|
8195,5
|
956,3
|
8514,3
|
|
700
|
912,4
|
11755,4
|
1368,6
|
12211,6
|
|
900
|
1193,9
|
15507,9
|
1790,9
|
16104,9
|
|
1100
|
1486,5
|
19376,5
|
2229,8
|
20119,8
|
|
1300
|
1799,7
|
23333,7
|
2699,6
|
24233,6
|
|
1500
|
2086,7
|
27376,7
|
3130,1
|
28420,1
|
|
1700
|
2391,5
|
31496,5
|
3587,3
|
32692,3
|
|
1900
|
2700
|
35691
|
4050
|
37041
|
|
2100
|
3018,7
|
39920,7
|
4528,1
|
41430,1
|
.2.1 Тепловой баланс котлоагрегата
Расчет теплового баланса котла и топлива представлена в таблице 4.7
Таблица 4.7
Расчет теплового баланса котла и расхода топлива
|
Величина
|
Единица изм.
|
Расчёт
|
|
Наименование
|
Обознач.
|
Расчётная формула или
способ определение
|
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Располагаемая теплота
топлива
|
   35043+0+0
=35043
|
|
|
|
|
Потеря теплоты от
химического недожога
|
 По таблице 4-3 [1]
|
%
|
1
|
|
|
Потери от механического
неполноты сгорания
|
 -
|
%
|
0
|
|
|
Температура уходящих газов
|
 принимаем°С180
|
|
|
|
|
Энтальпия уходящих газов
|
 по IJ-таблице2141,035
|
|
|
|
|
Температура воздуха
|
 по выбору°С25
|
|
|
|
|
Энтальпия воздуха в
котельной
|
 Vво∙(ct)в9,32∙39
= 363,5
|
|
|
|
|
Потеря теплоты с уходящими
газами
|
  %
|
|
|
|
|
Потеря теплоты от наружного
охлаждения
|
 по рис. 3-1 [1]%1,15
|
|
|
|
|
Сумма тепловых потерь
|
  %
|
|
|
|
|
КПД котла
|
  %
|
|
|
|
|
Коэффициент сохранения
теплоты
|
  -
|
|
|
|
|
Температура воды на выходе
|
 по заданию
|
℃
|
150
|
|
|
Энтальпия воды на выходе
|
 Из таблицы [2]
|
|
632
|
|
|
Температура воды на входе
|
 по заданию℃70
|
|
|
|
|
Энтальпия питательной воды
на входе
|
 Из таблицы [2]293
|
|
|
|
|
Расход воды
|
D
|
  
|
|
|
|
Расход топлива
|
   
|
|
|
|
|
Объем топочной камеры
|
 Из конструктивных характеристикм3251
|
|
|
|
|
Видимое тепловое напряжение
топочного объема
|
   
|
|
|
|
.2.2 Расчет теплообмена в топке
Основные размеры топки представлены в таблице 4.8
Таблица 4.8
Основные размеры топки
|
Наименование
|
Обозн.
|
Ед.изм.
|
Расчет
|
|
Общая площадь ограждающих
поверхностей
|
 м2255
|
|
|
|
Эффективная толщина
излучающего слоя
|
S
|
м
|
3,6∙  = 3,54
|
|
Глубина топочной камеры
|
 м4,16
|
|
|
|
Ширина топочной камеры
|
b
|
м
|
5,7
|
|
Площадь боковых стен
|
 м243,26
|
|
|
|
Площадь передней стены
|
 м259,28
|
|
|
|
Площадь задней стены
|
 м259,28
|
|
|
|
Площадь пода и потолка
|
 м223,71
|
|
|
Определение поверхности нагрева топки представлены в таблице 4.9
Таблица 4.9
Определение лучевоспринимающей поверхности нагрева топки
|
Наименование
|
Обозначение
|
Еденицы измерения
|
Экраны
|
|
|
|
бок.
|
перед.
|
всего
|
|
Площадь стен
|
 м249,9244,08187,9
|
|
|
|
|
|
Освещенная длина труб
экранов
|
ℓосв.
|
м
|
12,04
|
10,4
|
44,88
|
|
Диаметр экранных труб
|
 мм6060
|
|
|
|
|
|
Шаг экранных труб
|
S
|
мм
|
64
|
64
|
|
|
Расстояние от оси экранных
труб до стены
|
ℓ
|
мм
|
80
|
80
|
|
|
Отношение
|
S / -1,067-
|
|
|
|
|
|
Отношение
|
ℓ / -1,33-
|
|
|
|
|
|
Угловой коэффициент экранов
|
χ
|
-
|
0,98
|
-
|
|
|
Лучевоспринимающая
поверхность нагрева
|
 м2--247
|
|
|
|
|
Расчет теплообмена в топке представлены в таблице 4.10
Таблица 4.10
Расчет теплообмена в топке
|
Наименование
|
Обоз
|
Формула
|
Ед.из
|
Расчет
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Степень экранирования топки
|
/ -247/255 =0,97
|
|
|
|
|
Условный коэффициент
загрязнения воспринимающей поверхности
|
ξ
|
по таблице 5-2 [1]
|
-
|
0,65
|
|
Коэффициент тепловой
эффективности экранов
|
ψ
|
χ
∙ ξ
|
-
|
0,98∙0,65 = 0,637
|
|
Температура газов на выходе
из топки
|
 предварительному выбору°С1175
|
|
|
|
|
Объемная доля водяных паров
|
r
|
из таблицы 4.4
|
-
|
0,1862
|
|
Суммарная объемная доля
водяных паров 3-х атомных газов
|
rn
|
-//-
|
-
|
0,2721
|
|
Суммарная поглощательная
способность
|
  м·МПа0,1∙0,2721∙3,57
= 0,097
|
|
|
|
|
Коэффициент ослабления
лучей 3-х газами
|
 по рис.5-5 [1] 4,53
|
|
|
|
|
Коэффициент ослабления
лучей топочной средой
|
k
|
 0,2721∙4,53
= 1,233
|
|
|
|
Сила поглощения запыления
потоком газа
|
  -1,233∙0,1∙3,57
= 0,44
|
|
|
|
|
Степень черноты
несветящихся газов части пламени
|
 по рис. 5-4 [1]-0,3
|
|
|
|
|
Коэф, учитывающий
заполнение объема топки светящимся пламенем
|
 стр. 32 [1]-0,1
|
|
|
|
|
Соотношение содержания
углеводорода и водорода в рабочей массе топлива
|
  -
|
|
|
|
|
Коэффициент ослабления
лучей коксовыми частицами
|
  
|
|
|
|
|
Степень черноты светящейся
газовой части
|
  -
|
|
|
|
|
Степень черноты факела
|
  ─
|
|
|
|
|
Средняя высота расположения
горелок
|
 по конструктивным размераммм4370
|
|
|
|
|
Расстояние от нижней
плоскости до центра входного отверстия дымовых газов
|
 ─//─мм7877
|
  -
|
|
|
|
|
Расчетный коэффициент
|
М
|
 -
|
|
|
|
Количество теплоты,
вносимое в топку воздухом
|
  
|
|
|
|
|
Полезное тепловыделение в
топке
|
  
|
|
|
|
|
Адиабатическая температура
горения
|
 по IJ-таблице°С1871,5
|
|
|
|
|
Тепловое напряжение
|
   
|
|
|
|
|
Степень черноты топки
|
  ─
|
|
|
|
|
Температура газов на выходе
из топки
|
 по форм.5-3 [9]°С1170
|
|
|
|
|
Энтальпия газов на выходе
из топки
|
 по IJ-таблице20762
|
|
|
|
|
Средняя суммарная
теплоёмкость продуктов сгорания
|
   
|
|
|
|
|
Общее тепловоспр. топки
|
  
|
|
|
|
|
Средняя удельная тепловая
нагрузка луче-воспринимающих поверхностей топки
|
  
|
|
|
|
Поскольку
температура дымовых газов на выходе из топки 
=1170 оС,
отличается от предварительно принятой на 5 оС, то расчет не
уточняем.
.2.3
Расчет конвективных поверхностей
Расчет
конвективной части представлен в таблице 4.12
Таблица 4.12
Поверочный расчет конвективных поверхностей
|
Наименование
|
Обозн
|
Формула
|
Ед.изм.
|
Расчет
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Диаметр труб экранов
|
d×S
|
констр.разм.
|
мм
|
28×3
|
|
Расположение труб
|
─
|
-//-
|
─
|
шахматное
|
|
Количество труб в
горизонтальном ряду
|
 -//-шт.22
|
|
|
|
|
Количество рядов труб по
ходу газов
|
 -//-шт.88
|
|
|
|
|
Шаг труб: - по ширине - по
высоте
|
S1 S2
|
-//- -//-
|
мм мм
|
64 40
|
Относительный
шаг труб: - поперечный - продольный 
─2,29
|
1,43
|
|
|
|
|
|
Площадь поверхности нагрева
|
Н
|
конструктивным размерам
|
м2
|
1223
|
|
Cечения газохода поперек
движения газов
|
А В
|
-//-
|
м
|
5,7 1,7
|
|
Площадь живого сечения для
прохода газов
|
F
|
 м27,45
|
|
|
|
Количество параллельно
включенных труб
|
 конструктивным размерамшт165
|
|
|
|
|
Площадь сечения для прохода
воды
|
f
|
 м20,063
|
|
|
|
Температура газов на входе
|
 Из расчёта камеры°С1170
|
|
|
|
|
Энтальпия газов на входе
|
 То же19376,5
|
|
|
|
|
Температура газов на выходе
|
 По предварительному выбору°С180
|
|
|
|
|
Энтальпия газов на выходе
|
 IJ -таблице2141,035
|
|
|
|
|
Теплота, отданная газами
|
  
|
|
|
|
|
Энтальпия воды на входе
|
  
|
|
|
|
|
Температура воды на входе
|
 По таблицам [2]ºС112
|
|
|
|
|
Температура воды на выходе
|
 По выборуºС150
|
|
|
|
|
Энтальпия воды на выходе
|
 По таблицам [2]
|
632
|
|
|
|
Средняя температура воды
|
tср
|
 ºС
|
|
|
|
Скорость воды в трубах
|
   
|
|
|
|
|
Средняя температура газов
|
  ºС 
|
|
|
|
|
Средняя скорость газов
|
  
|
|
|
|
|
Коэффициент теплоотдачи
конвекцией
|
 По рис. 6-5 [12]   138,6
|
|
|
|
|
Эффективная толщина
излучающего слоя
|
s
|
 м
|
|
|
|
Суммарная поглощательная
способность трёхатомных газов
|
  м·МПа
|
|
|
|
|
Коэффициент ослабления
лучей 3-х атомными газами
|
 По формуле 5-26[1]
|
65,8
|
|
|
|
Суммарная оптическая
толщина запылённого газового потока
|
 -
|
|
|
|
|
Степень черноты газов
|
а
|
 -
|
|
|
|
Температура загрязнённой
стенки трубы
|
  ºС
|
|
|
|
Коэффициент
тепло-отдачи излучением 
По рис.
6-12 [10]
|
 
|
|
|
|
|
|
Коэффициент тепло-передачи
|
 
|
|
|
|
Разность
температур между средами: - наибольшая - наименьшая 
ºС
|
ºС
|
|
|
|
|
|
Температурный напор
|
  ºС
|
|
|
|
|
Тепловосприятие ступени по
уравнению теплообмена
|
 
|
|
|
|
|
Расхождение расчётных
тепловосприятий
|
  %
|
|
|
|
Невязка теплового баланса парогенератора представлен в таблице 4.13
Таблица 4.13
Расчёт невязки теплового баланса парогенератора
|
Наименование
|
Обозначен.
|
Расчётная формула или
способ определения
|
Велич.
|
Расчёт
|
|
Температура холодного
воздуха, пост. в котел
|
 Из таблицы 4.7ºС25
|
|
|
|
|
Энтальпия холодного воздуха
|
 То же363,5
|
|
|
|
|
Тепловосприятие поверхности
нагрева поворотной камеры
|
 Из таблицы 4.111356,4
|
|
|
|
|
Тепловосприятие ступени
|
 Из таблицы 4.1216692,4
|
|
|
|
|
Количество теплоты,
вносимое в топку воздухом
|
 
|
|
|
|
|
Полезное тепловыделение в
топке
|
  
|
|
|
|
|
Общее тепловосприятие топки
|
 
|
|
|
|
|
Расчётная невязка теплового
баланса
|
  
|
|
|
|
|
Невязка
|
-
|
 %
|
|
|
5. ВЫБОР И РАСЧЕТ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ
Для повышения надежности работы котельной вспомогательное оборудование
чаще всего устанавливают однотипное, поскольку установка однотипного
оборудования позволяет снизить капиталовложения на эксплуатацию и монтаж.
.1 Сетевые насосы
Сетевые
насосы выбирают по максимальному расходу циркулирующей воды 
, который определяется из расчета тепловой схемы
котельной
(5.1)
Для
зимнего периода:
Согласно правилам в котельных с паровыми или водогрейными котлами должно
быть установлено не менее 2 сетевых насосов. Суммарная подача сетевых насосов в
котельной должна быть такой, чтобы при выходе из строя любого насоса оставшиеся
обеспечивали подачу максимального расхода сетевой воды. Данные по выбранным
насосам приведены в таблице 5.1
Таблица 5.1
Паспортные данные сетевых насосов
|
Наименование
|
Размерность
|
|
|
Тип насоса
|
-
|
СЭ 800 - 100
|
|
Количество
|
шт
|
4
|
|
Производительность
|
м3/ч
|
790
|
|
Напор
|
м. вод. ст.
|
90,2
|
|
Мощность двигателя
|
кВт
|
560
|
|
Число оборотов
|
об/мин
|
1450
|
.2 Рециркуляционные насосы
Производительность
этих насосов рассчитывается по массовому расходу воды на рециркуляцию 
(5.2)
Устанавливаем
2 рециркуляционных насоса типа НКУ-250 производительностью 250 м3/ч,
напором 30 м.вод.ст.
.3
Подпиточные насосы
Производительность
насосов для подпитки в закрытых системах теплоснабжения определяется по
удвоенному массовому расходу воды для покрытия утечек в тепловых сетях.
(5.3)
Устанавливаем 2 насоса типа КС-50/55 производительностью по 50 м3/ч,
напором 55 м.вод.ст.
.4 Тягодутьевые машины
Для правильного выбора тягодутьевых машин водогрейных котлов следует
пользоваться указаниями по комплектации тягодутьевыми машинами котлов
производительностью до 75 т/ч. При составлении указаний по комплектации учтены
аэродинамические сопротивления газовых и воздушных трактов, типовые
компоновочные решения водогрейных котлов.
Исходя из этих рекомендаций на котельной с тремя котлами ПТВМ-50
устанавливается комплект тягодутьевых машин, данные которых приведены в таблице
5.2
Таблица 5.2
Паспортные данные тягодутьевых машин
|
Наименование
|
Размерность
|
Вентилятор
|
|
Тип
|
-
|
ВДН-15
|
|
Количество
|
шт
|
3
|
|
Производительность
|
м3/ч
|
64300
|
|
Напор
|
кгс/м2
|
323
|
|
Мощность двигателя
|
кВт
|
75
|
|
Число оборотов
|
об/мин
|
1000
|
Перечень вспомогательного оборудования, установленного в котельной,
представлен в таблице 5.3
Таблица 5.3
Комплектация вспомогательного оборудования
|
Наименование
|
Тип
|
Количество
|
|
Вентилятор
|
ВДН-15
|
3
|
|
Зимние сетевые насосы
|
Д 1250-125 УХЛЧ
|
3
|
|
Летние сетевые насосы
|
Д-500-65-УХАЧ
|
2
|
|
Рециркуляционные насосы
|
НКУ-250
|
4
|
|
Подпиточные насосы
|
КМ-90-45
|
3
|
6. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ ЖМР-16
Суммарный расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее
водоснабжение, МВт,
(6.1)
где QГВ - максимальный расход теплоты на горячее
водоснабжение, МВт.
QО - расчетный расход теплоты на отопление
потребителей
Определяется расчетный расход сетевой воды для нужд горячего
водоснабжения при параллельной схеме присоединения водоподогреватели
, (6.2)
где
- температура
горячей воды, подаваемой потребителям
-
температура холодной водопроводной воды
Определяется
расчетный расход сетевой воды на нужды отопления
. (6.3)
Суммарный
расчетный расход сетевой воды
= 
+ 
. (6.4)
Определяется
температура обратной сетевой воды после подогревателей горячего водоснабжения,
, (6.5)
где
h - КПД подогревателя, принимается равным 0,98
= 
0С
Расход
подпиточной воды для восполнения утечек в теплосети внешних потребителей:
= 0,01
КТС G (6.6)
где
КТС - потери воды в системе теплоснабжения, принимаются
1,5 - 2% расчетного расхода сетевой воды.
=
Расход сырой воды поступающей на химводоочистку:
= 1,25 . (6.7)
=
Температура химически очищенной воды, поступающей в деаэратор:
1 - 
)h + t"ХОВ (6.8)
где
- предварительно принята расход воды, греющего на
подогреватель химически очищенной воды, т / ч;'ХОВ предварительно
принята расход химически очищенной воды, т / ч;
t1 - расчетная температура сетевой воды на выходе из
котлаГР температура греющей воды после подогревателя химически
очищенной воды. Обычно ее принимают на 4-6 0С выше температуры насыщения при
давлении в деаэраторе"ХОВ - температура химически
очищенной воды
0С
Проверяем
температуру сырой воды перед химводоочисткой:
(6.9)
0С
Расход
греющей воды на деаэратор определим по формуле:
= G'ХВО
+ 
t1 (6.10)
(6.11)
Проверим
расход химически очищенной воды на подпитку теплосети:
(6.12)
Расход
теплоты на подогрев сырой воды:
(6.13)
Определим
расход теплоты на подогрев химически очищенной воды по формуле:
(6.14)
Расход
теплоты на деаэратор:
. (6.15)
Суммарный расход теплоты, необходимый в водогрейных котлах, определим по
формуле:
. (6.16)
Расход
воды через водогрейные котлы:
(6.17)
Определим
расход воды на рециркуляцию по формуле:
. (6.18)
Расход воды по перепускной линии:
где
- температура воды в линии , после котлов. Для
максимального-зимового режиму 
, тобто 
.
Расход
сетевой воды от внешних потребителей через обратную линию
. (6.19)
Расчетный
расход воды через котлы определим по формуле
. (6.20)
Расход воды, поступающей к внешним потребителям по прямой линии:
. (6.21)
Разница
между найденными ранее и уточненными расходами воды внешними потребителями
(6.22)
7. ПРИМЕНЕНИЕ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ТЕПЛОУТИЛИЗАТОРОВ И ТЕПЛОВОГО НАСОСА
Известно, что контактные (смесительные) теплообменники широко применяются
в промышленности и энергетике (скрубберы, абсорбционные и ректификационные
колонны, градирни и др.). Их широкое распространение объясняется простотой
конструкции, малым расходом металла, относительно высокой интенсивностью
теплообмена.
По конструктивным особенностям контактные теплоутилизаторы можно
разделить на три основные группы: насадочные, полые и типа КТАН (контактный
теплообменник с активной насадкой).
В насадочном теплообменнике уходящие газы нагревают жидкость, стекающую
по насадке. Теплоутилизаторы такого типа получили наибольшее распространение на
практике. Основным элементом, определяющим интенсивность процессов тепло- и
массообмена в таком аппарате, является теплообменная насадка, в качестве
которой чаще всего используется засыпка из керамических колец Рашига [13]. В
этих теплообменниках дымовые газы и жидкость, как правило, движутся противотоком.
Общими преимуществами насадочных контактных теплообменников являются
простота изготовления и высокая тепловая эффективность.
К недостаткам можно отнести:
− возможность нагревания воды только до температуры мокрого
− термометра, примерно равной температуре кипения воды при
парциальном давлении паров в дымовых газах;
− высокое аэродинамическое сопротивление (300-1700 Па);
− существенную зависимость аэродинамического сопротивления от
плотности орошения, что усложняет эксплуатацию этих теплообменных аппаратов при
работе в переменных режимах;
− небольшую предельную скорость движения газов (1-2,5 м/с),
обусловливающую увеличение габаритов;
− высокую вероятность влагоуноса, усложняющую эксплуатацию
газоходов, дымососов и дымовых труб.
Меньшее распространение получили полые контактные теплообменные аппараты,
в которых основным элементом, обеспечивающим развитую поверхность контакта газа
с жидкостью, являются форсунки механического распыливания или другие оросители.
От характеристик и расположения последних зависят дисперсность, равномерность
распространения и в конечном счете интенсивность процессов тепло- и
массообмена.
Полые контактные теплообменники отличаются от насадочных следующими
преимуществами:
− простотой конструкции (отсутствием насадки);
− низким аэродинамическим сопротивлением (не более 100-200 Па),
слабо зависящим от плотности орошения;
− более высокими скоростями движения газов (2,5-3 м/с).
Полые контактные теплообменники не находят широкого применения в качестве
утилизаторов теплоты уходящих газов из-за их низкой тепловой эффективности,
обусловленной малым временем контакта теплоносителей.
Контактные теплообменники с активной насадкой разработаны позднее
насадочных и полых контактных теплообменников. Основное отличие КТАНа от
обычного теплообменника с насадкой заключается в том, что исходная вода
подогревается уходящими газами в активной насадке - пучке труб диаметром 20-30
мм, который орошается циркулирующей водой. Тепловая эффективность таких
аппаратов зависит от интенсивности процессов тепло- и массообмена между газом и
орошающей жидкостью, а также от интенсивности процесса теплообмена между
орошающей жидкостью и жидкостью, проходящей в трубном пучке.
Анализ публикаций показывает, что КТАНы сочетают как преимущества, так и
недостатки насадочных и полых контактных теплообменников. К преимуществам можно
отнести:
− повышение скорости движения газов (до 6-10 м/с);
− относительно низкое аэродинамическое сопротивление (300-700 Па);
Вместе с тем КТАНы имеют следующие недостатки:
не обеспечивают нагревание жидкости до температуры выше температуры
мокрого термометра;
− холодная вода, орошающая змеевик, в верхней зоне охлаждает
нагреваемую воду;
− уступают теплообменникам с насадкой по коэффициенту использования
тепла уходящих газов;
− имеется вероятность влагоуноса дымовыми газами.
Разработан контактно-экономайзерный агрегат АЭМ-0,6 применительно к
водогрейным котлам. АЭМ-0,6 состоит из контактного экономайзера квадратного
сечения со встроенным декарбонизатором воды и выносного промежуточного
теплообменника, представляющего восемь секций скоростного водо-водянного
подогревателя. Секции имеют профильные латунные трубки длиной 2 м и
устанавливаются в специальных нишах корпуса экономайзера по четыре секции с
каждой стороны. Кольцевые выступы внутри латунных труб, образующиеся при
накатке, повышают коэффициент теплоотдачи внутри труб примерно в двое, что
увеличивает коэффициент теплопередачи на 40-50% и соответственно снижает расход
металла на теплообменник.
Особенностью агрегата АЭМ-0,6 является то, что секции промежуточного
теплообменника устанавливаются внутри корпуса и омываются небольшим количеством
газов. Использование байпасных газов позволяет при наружной установке агрегата
не опорожнять теплообменник при кратковременных его остановках. Существенным
недостатком контактных и контактно-поверхностных экономайзеров, в которых в
качестве теплоносителя используется вода, является сравнительно низкая
температура ее нагрева, не превышающая (при использовании теплоты уходящих
газов котлов) 50-60 °С. Нагреть воду в контактно-поверхностном теплообменнике
до более высокой температуры можно, если применить в качестве промежуточного
теплоносителя водный раствор бромистого лития или хлористого калия, которые
имеют более высокую температуру кипения, точку росы и температуру мокрого
термометра
Рисунок 7.1 - Контактно-экономайзерный агрегат
- патрубок для входа горячих газов; 2 - рабочие слои кольцевых насадок
размерами 50x50x5 мм; 3 - слой кольцевых насадок, загруженный навалом; 4 -
каплеуловитель; 5 - люк - взрывной клапан; 6 - патрубок для выхода газов; 7 -
водораспределитель; 8 - люк; 9 - промежуточный водо-водяной теплообменник; 10 -
переливная труба; 11 - патрубок для выхода нагреваемой воды 1 контура; 12 -
патрубок для подвода воздуха; 13 - насадка декарбонизатора
Одновременное применение теплоутилизационного теплообменника и ТНУ
позволяет примерно в два раза сократить затраты индикаторной мощности в
компрессоре теплового насоса [18]. Это приведет к снижению затрат на оплату
потребляемой электроэнергии, составляющих основную часть эксплуатационных
затрат. Кроме того, уменьшится и установленная мощность ТНУ, удельные
капитальные затраты на которую существенно выше, чем на установленную мощность
утилизатора теплоты.
Задачей теплового расчета является установление теплопроизводительности
теплоутилизатора и теплового насоса по заданному расходу и параметрам дымовых
газов на входе в КТ и на выходе из него, определение количества подогреваемой
воды и геометрических параметров теплоутилизатора; поверхности теплообмена;
числа ребристых труб в ряду и количества рядов.
Исходные данные для дальнейшего расчета приведены в таблице 7.1
Таблица 7.1
Исходные данные
|
Обозначение
|
Размерность
|
Значение
|
|
Теплопроизводительность
котла
|
Qк
|
МВт
|
58,15
|
|
Расход топлива
|
В
|
м3/с
|
1,27
|
|
Коэффициент избытка воздуха
в ухо-дящих газах
|
αух
|
─
|
1,15
|
|
КПД котла по низшей теплоте
сгорания
|
 %92,5
|
|
|
|
Температура газа на входе в
теплоутилизатор
|
tн
|
оС
|
180
|
|
температура газа на выходе
из теплоутилизатора
|
tух
|
оС
|
50
|
|
Температура нагреваемой
воды на входе в теплоутилизатор
|
tв'
|
оС
|
5
|
|
Температура нагреваемой
воды на выходе из него
|
tв”
|
оС
|
40
|
|
Объем дымовых газов на
входе в КТ
|
 м3/ м38,384
|
|
|
|
Потери теплоты с уходящими
газами
|
q2
|
%
|
5,35
|
Расчет будет произведен для случая, когда 80% уходящих продуктов сгорания
пропускается через конденсационный теплоутилизатор, а 20% уходящих газов по
байпасному газоходу (более выгодный эксплуатационный режим), в следующем
порядке:
Объемный расход дымовых газов на входе в теплоутилизатор определим по
формуле:
(7.1)
м3/с
Действительный
расход дымовых газов на выходе из теплоутилизатора:
(7.2)
м3/с
Массовый
расход дымовых газов составит:
(7.3)
где
кг/м3 - плотность дымовых газов среднего
состава при нормальных физических условиях.
кг/с
Определим
энтальпию газов на входе в теплоутилизатор:
, (7.4)
где
- теоретическая энтальпия продуктов сгорания;
-
теоретическая энтальпия воздуха. При 
=180
оС 
= 172,5 кДж/м3;
м3/м3 [раздел 4, табл.4.5]
кДж/кг
, (7.5)
где
-соответственно удельные энтальпии трехатомных газов,
азота и водяных паров. При 
=180
оС 
=223,4 кДж/м3; 
=171 кДж/м3 ; 
=198,23 кДж/м3 [раздел 4, табл.4.5].
кДж/кг
кДж/кг
Влагосодержание
продуктов сгорания на входе в телпоутилизатор определим по формуле Л.Г.
Семенюка:
, (7.6)
где
=0,01 кг/кг с.в. - влагосодержание дутьевого воздуха.
кг/кг
с.в.
Влагосодержание
продуктов сгорания на выходе из теплоутилизатора
(7.7)
кг/кг
с.в
Энтальпия
газов на выходе из теплоутилизатора составит:
, (7.8)
где
= 0,68 кДж/(кг∙ оС) [3] -
теплоемкость сухих продуктов сгорания в зависимости от и 
;
=1,478
кДж/(кг∙ оС) [3] - теплоемкость водяных паров сгорания в
зависимости от .
кДж/кг
Определим
приведенное количество получаемого из продуктов сгорания конденсата:
, (7.9)
где
= 1,333 [5] - приведенное теоретическое количество
сухих продуктов сгорания;
=1,415
[5] - приведенный теоретический расход дутьевого воздуха.
Абсолютное количество получаемого конденсата:
(7.10)
кг
Теплопроизводительность
конденсационного теплоутилизатора определим по формуле И.З. Аронова:
(7.11)
кВт
Количество
нагреваемой воды:
(7.12)
кг/с
Средний
температурный напор в теплоутилизаторе:
(7.13)
оС
Найдем оптимальную температуру нагрева воды в контактном
утилизаторе
, (7.14)
где
-температура окружающей среды, =30°С;
-коэффициент,
= 208;
Рассчитываем
площадь поперечного сечения контактной камеры
(7.15)
где
- скорость движения дымовых газов в контактном камере
экономайзера, =8,7 м/с
Прирост КПД за счет установки конденсационного теплоутилизатора определим
по формуле:
(7.16)
где
- КПД котла с конденсационным теплоутилизатором
(7.17)
(7.18)
При
=70 оС =627,46
кДж/кг, тогда
%
%
%
Аналогично
данному расчету были проведены расчеты еще для трех режимов, т.е. когда
регулирующий клапан на байпасным газоходе открыт на 80%, на 40% или же
полностью закрыт. Полученные данные приведены в таблице 7.2
Таблица 7.2
Результаты расчетов
|
Наименование измер.
параметра
|
Обозн.
|
Ед. изм.
|
Степень открытия клапана
|
|
|
|
80
|
40
|
20
|
0
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
|
Температура газов на входе
в КТ
|
 оС180180180180
|
|
|
|
|
|
|
Температура газов на выходе
из КТ
|
оС46485052
|
|
|
|
|
|
|
Температура воды на входе в
КТ
|
 оС5555
|
|
|
|
|
|
|
Температура воды на выходе
из КТ
|
 оС36,938,540,1442,1
|
|
|
|
|
|
|
Расход воды через
теплоутилизатор
|
 м3/с4,17410,0920,8921,009
|
|
|
|
|
|
|
Расход уходящих газов через
теплоутилизатор
|
 м3/с2,486,6513,3714,42
|
|
|
|
|
|
|
Массовый расход дымовых
газов
|
 м3/с2,586,8913,7914,78
|
|
|
|
|
|
|
Влагосодержание продуктов
сгорания на входе в телпоутилизатор
|
 кг/кг с.г.0,1290,1290,1290,129
|
|
|
|
|
|
|
Влагосодержание продуктов
сгорания на выходе из телпоутилизатора
|
 кг/кг с.г.0,04940,05170,05650,0634
|
|
|
|
|
|
|
Теплопроизводительность КТ
|
 кВт262,19684,881312,181319,47
|
|
|
|
|
|
|
Энтальпия продуктов
сгорания на выходе из КТ
|
кДж/кг564,9590,65642,7716,95
|
|
|
|
|
|
|
КПД котла с учетом КТ
|
%97,4397,3597,2196,9
|
|
|
|
|
|
|
Прирост КПД за счет КТ
|
 %4,934,864,714,49
|
|
|
|
|
|
7.1 Тепловой расчет теплонасосной установки
Рабочий режим теплонасосной установки характеризуется следующими температурами:0
- температура кипения жидкого хладагента в испарителе;
tк - температура конденсации хладагента в конденсаторе;по
температура переохлаждения жидкого хладагента перед регулирующим
вентилем;вс - температура перегретого пара на входе в компрессор
(температура всасывания).
Температуру кипения хладагента принимают в зависимости от температуры
дымовых газов. В схемах температуру кипения хладагента принимают на 5 ¸ 6°С ниже температуры хладогента, которую, в свою очередь,
принимают на 5 ¸ 9°С ниже температуры дымовых газов:
0
= tв - (10¸15)(7.19)
t0= 50 - 10 = 40°С
Нагрев воды в
конденсаторах теплонасосной установок можно принять 15 ¸ 20 °С:
tвд 2 = tвд 1 + (15¸20) (7.20)
tвд 2 = 40 + 20 = 60 °С
Температура конденсации в конденсаторах, охлаждаемых водой, зависит от
температуры и количества подаваемой воды. Оптимальной считают температуру
конденсации, которая на 10 ¸ 15 °С
выше температуры воды tвд 2, отходящей из конденсатора:
tк = tвд 2 + (10¸15) (7.21)
tк = 60 + 10 = 70°С.
Температуру переохлаждения хладагента перед регулирующим вентилем
принимают выше температуры подаваемой в переохладитель воды на 3 ¸ 5°С:
tпо = tк - 5 (7.22)
tпо = 70 - 5 = 65°С
Для исключения влажного хода компрессора пар перед компрессором
перегревается. В машинах, работающих на R22, перегрев может быть получен либо непосредственно в
испарителе, если его заполнение регулируется по перегреву пара, либо в
трубопроводе на пути к компрессору в результате притока тепла от внешней среды.
Для машин, работающих на R22,
безопасность работы обеспечивается при перегреве пара на 5 ¸ 15°С:
tвс = t0 + (5 ¸ 15) (7.23)
tвс = 40 + 5 = 45 °С.
Цикл компрессионной теплонасосной установки удобнее для расчета
изображать в i-lgp - диаграмме (рисунок 7.2).
На i-lgp - диаграмме изображены следующие процессы:
6-7
- кипение фреона в испарителе при 
(принято,
что из испарителя выходит сухой насыщенных пар);
-1
- перегрев паров фреона перед компрессором в регенеративном теплообменнике от 
до 
при 
-2''
- адиабатное (идеальное) сжатие в компрессоре;
-2
- действительный процесс сжатия паров в компрессоре;
-2'-3
- процесс отвода тепла в конденсаторе при 
который
можно разделить на два процесса 2-2' - охлаждение пара до состояния насыщения и
2'-3 - конденсация паров фреона при 
-4
- переохлаждение жидкого фреона в переохладителе от 
до 
при
давлении 
-5
- дальнейшее переохлаждение жидкого фреона в регенеративном теплообменнике от до 
при
давлении
-6
- дросселирование фреона в регулирующем вентиле от 
до 
Рисунок 7.2 - Диаграмма lg p-i
Вписывание
цикла в диаграмму удобно начинать с нанесения линии 
которая в области влажного пара совпадает с линией
давления 
[2]. На пересечении этой линии с правой пограничной
кривой лежит точка 7, характеризующая состояние сухого насыщенного пара (конец
процесса кипения). Затем этот пар перегревается в регенеративном теплообменнике
на пути из испарителя в компрессор. Перегрев протекает по изобаре 
, которая в области перегретого пара изображается в i-lgp -
диаграмме горизонтальной прямой линией, в T-s -
диаграмме (рисунок 3) - восходящей кривой. Давление р0, проще и
точнее можно определить по таблице насыщенных паров.
Состояние
пара, поступающего в компрессор, характеризуется точкой 1, лежащей в области
перегретого пара на пересечении изобары с
изотермой, соответствующей температуре пара, всасываемого компрессором, 
Изотермы в области перегретого пара изображаются в i-lgp -
диаграмме штрих-пунктирными спадающими кривыми, в T-s -
диаграмме - горизонтальными прямыми.
Состояние
пара в конце сжатия характеризуется точкой 2.
Если
считать сжатие адиабатным, то состояние пара на выходе из компрессора можно
охарактеризовать точкой 2', которая находится на пересечении адиабаты S =
1,81 кДж/(кг∙К), проходящей через точку 1, с изобарой рк
(соответствующей температуре конденсации 
).
Рисунок
7.3 - Цикл теплонасосной установки в T-s - диаграмме
водогрейный газоотводящий теплоутилизатор топливо
В
области влажного пара изобара 
совпадает
с изотермой , а в области перегретого пара изображается аналогично
р0 горизонтальной линией i-lgp - диаграмме
и восходящей кривой в T-s - диаграмме.
Удельная
работа адиабатного сжатия паров рабочего тела в компрессоре [1]
(7.24)
где
- энтальпии пара в соответствующих точках цикла,
кДж/к.
Из-за
трения и необратимого теплообмена процесс сжатия в компрессоре 1-2 не совпадает
с изоэнтропным сжатием 1-2'. Внутренняя работа компрессора на единицу расхода
рабочего агента может быть определена как работа идеального компрессора с
учетом дополнительных потерь от необратимости процесса сжатия
(7.25)
где
- внутренний относительный (индикаторный) КПД
компрессора, учитывающий необратимые потери, который может быть определен по
диаграмме (рисунок 7.4) в зависимости от отношения давлений 
[3]. При отношении давлений 
для бессальниковых компрессоров 
Рисунок 7.4 - Индикаторный КПД для поршневых
компрессоров средней производительности
При отсутствии внешнего охлаждения энтальпия пара на
выходе из компрессора составит [2]
(7.26)
Точка 2'' лежит на правой пограничной кривой и
характеризует состояние насыщенного пара (начало конденсации), а точка 3 - на
левой пограничной кривой и характеризует состояние насыщенной жидкости
(окончание конденсации).
Состояние
переохлажденной жидкости в диаграммах на выходе из переохладителя
характеризуется точкой 4, лежащей в области жидкости на пересечении изобары рк
с изотермой, соответствующей температуре переохлаждения 
В T-S - диаграмме изобары в области жидкости сливаются с
левой пограничной кривой, поэтому практически состояние переохлажденной
жидкости (точка 4) находится на пересечении изотермы 
с левой пограничной кривой.
Для
определения параметров жидкого фреона перед регулирующим вентилем составим
тепловой баланс для регенеративного подогревателя, считая процесс теплообмена
идеальным
(7.27)
откуда
энтальпия жидкого фреона на входе перед регулирующим вентилем
С
учетом вышеуказанных допущений состояние жидкого фреона в точке 5 находится на
пересечении линии постоянной энтальпии 
с левой
пограничной кривой.
Состояние
рабочего тела после дросселирования (точка 6) находится на пересечении
изоэнтальпы 
с изобарой 
Параметры рабочего агента в узловых точках цикла
представлены в таблице 7.3
Таблица 7.3
Параметры рабочего агента в узловых точках цикла
|
Точки цикла
|
ПАРАМЕТРЫ
|
Состояние
|
|
р, МПа
|
t, °С
|
V, м3/ кг
|
i, кДж/кг
|
S, кДж/ кг
|
|
|
1
|
15∙105
|
45
|
0,0016
|
425
|
1,72
|
перегретый пар
|
|
2'
|
30∙105
|
90
|
0,008
|
440
|
1,73
|
перегретый пар
|
|
2
|
30∙105
|
100
|
0,0076
|
446
|
1,77
|
перегретый пар
|
|
2''
|
30∙105
|
70
|
0,006
|
420
|
1,65
|
сухой насыщенный пар
|
|
3
|
30∙105
|
70
|
0,002
|
290
|
1,29
|
насыщенная жидкость
|
|
4
|
30∙105
|
65
|
0,00094
|
280
|
1,23
|
переохлажденная жидкость
|
|
5
|
30∙105
|
60
|
0,00089
|
272
|
1,21
|
переохлажденная жидкость
|
|
6
|
15∙105
|
40
|
0,003
|
423
|
1,66
|
влажный насыщенный пар
|
|
7
|
15∙105
|
40
|
0,0015
|
745
|
1,7
|
сухой насыщенный пар
|
Зная параметры рабочего агента в узловых точках цикла,
проведем тепловой расчет теплонасосной установки.
Задача теплового расчета теплонасосной установки заключается в
определении расходов сетевой воды, рабочего агента, источника
низкопотенциальной теплоты, тепловой нагрузки конденсатора, испарителя, а также
коэффициента трансформации ТНУ [3].
Теплопроизводительность теплового насоса
(7.28)
где
- температура сетевой воды на выходе из конденсатора
теплонасосной установки и температура в обратном трубопроводе при максимальной
нагрузке теплонасосной установки согласно температурному графику, 0С.
Массовый
расход рабочего агента в цикле
(7.29)
где
- удельная тепловая нагрузка конденсатора, кВт/м2;
-
удельная тепловая нагрузка переохладителя жидкого фреона, кВт/м2.
(7.30)
(7.31)
Следовательно,
расход рабочего агента в цикле составит
Тепловая
нагрузка конденсатора
(7.32)
Тепловая
нагрузка переохладителя
(7.33)
Промежуточная
проверка расчетов по тепловому балансу
(7.34)
что соответствует ранее полученному значению.
Удельная тепловая нагрузка испарителя
(7.35)
где
- соответственно энтальпия сухого насыщенного пара и
кипящей жидкости при давлении кипения фреона в испарителе.
Тепловая
нагрузка испарителя
(7.36)
Расход
источника низкопотенциальной теплоты (артезианской воды) через испаритель
(7.37)
Удельная
внутренняя работа компрессора при отсутствии внешнего охлаждения
(7.38)
Энергетический
баланс
(7.39)
Объемная производительность компрессора
(7.40)
где
- удельный объем паров рабочего агента на входе в
компрессор (точка 1), м3/кг.
Объем,
описываемый поршнем компрессора
(7.41)
где
- коэффициент подачи компрессора, который может быть
определен по диаграмме (рисунок 4) в зависимости от отношения давлений [3].
Компрессоры: ------- - с сальником; - бессальниковые
Рисунок 7.5 - Коэффициент подачи для поршневых
компрессоров средней производительности
Теоретическая (адиабатная) мощность компрессора
(7.42)
Индикаторная
мощность компрессора
(7.43)
Эффективная
мощность компрессора
(7.44)
где
- механический КПД компрессора. Для современных
компрессоров колеблется в пределах 0,8 ÷ 0,9.
Электрическая
мощность, потребляемая компрессором
(7.45)
где
- КПД электродвигателя, принимаем 
Удельный
расход электроэнергии на единицу выработанного тепла
(7.46)
Коэффициент
трансформации теплового насоса
(7.47)
Результаты,
полученные в данном разделе, позволяют перейти к определению площадей
теплообмена конденсатора и испарителя.
.2 Тепловой расчет проточного конденсатора
Тепловой расчет любого теплообменного аппарата заключается в определении
теплопередающей поверхности F из
интегрального балансового уравнения теплопередачи [23]
(7.48)
откуда
(7.49)
где
- тепловая нагрузка на конденсатор, кВт;
-
коэффициент теплопередачи, кВт/(м2∙К);
-
теплопередающая поверхность конденсатора, м2;
-
среднелогарифмическая разность температур конденсации и нагреваемой среды, 0С.
В
общем случае в конденсаторе отводится тепло перегрева, конденсации и
переохлаждения (в некоторых установках), что определяет наличие трех зон с
разными условиями теплопередачи. Эти условия определяются различными значениями
и 
в каждой
зоне. Поэтому общее выражение (7.45) приобретает другую (более точную) форму
[1]
(7.50)
Уравнение
(7.46) громоздко и требует знания гидродинамических условий в каждой зоне, поэтому
в расчетах используют более простую форму уравнения (7.45). Это целесообразно
по двум причинам. Во-первых, температура поверхности теплообмена tF в реальных условиях всегда ниже температуры конденсации tк
холодильного агента в зоне
перегрева, что обеспечивает частичную конденсацию пара уже в этой зоне.
Благодаря этому теплопередача резко увеличивается, приближаясь к значению при
чистой конденсации. Во-вторых, количество тепла перегрева и переохлаждения,
снимаемого в зонах перегрева и переохлаждения, значительно меньше тепла,
отводимого в зоне конденсации. Поэтому влиянием зон перегрева и переохлаждения
можно пренебречь и определять общий коэффициент теплопередачи 
для всей поверхности по формуле чистой конденсации Нуссельта.
Расчетная
формула Нуссельта для определения коэффициента теплоотдачи 
кВт/(м2∙К) при конденсации пара на
горизонтальной трубе диаметром d определяется выражением [4]
(7.51)
где
- разность температур конденсирующегося пара и стенки
трубы, 0С (
);
-
разность энтальпий перегретого пара и насыщенной жидкости при температуре
конденсации, Дж/кг;
-
кинематическая вязкость конденсата;
-
плотность конденсата;
-
ускорение силы тяжести;
-
коэффициент теплопроводности конденсата;
На
данном этапе расчета неизвестной остается температура стенки 
.
Конденсаторы
холодильных установок состоят из пучка труб. Их расположение может быть
коридорным или шахматным. При конденсации пара конденсат стекает вниз на
нижележащие трубки, увеличивая толщину конденсатной пленки на них. Это приводит
к увеличению термического сопротивления нижележащих труб пучка, которое
зависит, при прочих равных условиях, от взаимного расположения труб в пучке и
их числа. Поэтому среднее значение коэффициента теплоотдачи пучка труб буде меньше его значения 
для одиночной трубы. Приближенно эта зависимость
определяется выражением
(7.52)
где
- среднее число труб по вертикали для коридорного
пучка, и половина этого числа для шахматного пучка. Расчет пучка, расположенного в круглой обечайке, приближенно
определяется по формуле
(7.53)
где
- общее число труб в пучке;
и 
- шаг труб по горизонтали и вертикали.
В
качестве поверхности теплопередачи выбираем шахматный пучок из медных труб со
стандартным наружным оребрением: внутренний диаметр 
диаметры окружности выступов и впадин соответственно 
и 
шаг
ребер 
площади наружной и внутренней поверхностей 1м длины
трубы соответственно 
и 
коэффициент
оребрения 
[3].
При
расположении труб в трубной решетке в вершинах правильных треугольников
отношение 
составит 
Принимая
для выбранного шахматного пучка
Так
как коэффициент оребрения мал, а его эффективность велика 
то коэффициент наружной теплоотдачи , отнесенный к основной поверхности увеличивается
пропорционально 
Коэффициент
теплоотдачи 
от внутренней стенки теплопередающей трубы к сетевой
воде определяется из условия вынужденного движения жидкости в трубе и зависит в
большей степени от скорости потока, рода охлаждающей среды и температуры. Для
расчета коэффициента теплоотдачи со стороны воды определяем числа Рейнольдса и
Нуссельта.
Исходя из расхода воды через конденсатор, определяем ее скорость в
трубках
(7.54)
где
- число трубок в одном ходу конденсатора, в данном
случае принимаем 
-
плотность сетевой воды при ее средней температуре в конденсаторе, кг/м3.
Средняя
температура сетевой воды в конденсаторе
(7.55)
где
- температура сетевой воды на выходе из
переохладителя, 0С; может быть найдена из уравнения теплового
баланса переохладителя
(7.56)
где
- КПД теплообменного аппарата, 
Плотность
сетевой воды 
[9]
Число
Рейнольдса
(7.57)
где
- коэффициент динамической вязкости сетевой воды, Па∙с.
Так
как 
то режим движения жидкости турбулентный,
следовательно, число Нуссельта определится по формуле [4]
(7.58)
где
- число Прандтля.
Коэффициент теплоотдачи от внутренней стенки теплопередающей трубы к
сетевой воде
(7.59)
где
- теплопроводность воды, Вт/(м∙К).
Общий
коэффициент теплопередачи пучка горизонтальных труб может быть отнесен к
внутренней 
, основной 
(наружной
без учета поверхности ребер) либо наружной оребренной поверхности 
теплопередачи. В качестве расчетной принимаем
поверхность, обращенную к фреону, то есть
(7.60)
где
- суммарное термическое сопротивление стенки трубы и
загрязнений.
Средне-логарифмическая
разность температур определяется из условия постоянства температуры конденсации
фреона в конденсаторе. Тогда
(7.61)
Далее
расчет поверхности теплопередачи определяем
по формуле (4.2) методом последовательных приближений, так как коэффициент
теплоотдачи со стороны конденсирующегося пара зависит от
температуры стенки 
. Расчет ведем в такой последовательности. Задаем
температуру стенки , определяем по формулам (4.4) и (4.5) коэффициент
теплоотдачи , а затем проверяем правильность выбора температуры
стенки по плотности теплового потока со стороны конденсирующегося пара. Если
пренебречь термическим сопротивлением стенки трубы, то
(7.62)
Расчет
проводим с помощью ЭВМ. Окончательный результат при 
Погрешность
что
допустимо.
Коэффициент
теплопередачи
Полученное
значение коэффициента теплопередачи 
используем
для определения поверхности конденсатора, обращенной к рабочему агенту
Определение
площади испарителя
Поверхность теплообмена определяется на основе общей зависимости (4.1)
для теплопередачи
(7.63)
где
- тепловая нагрузка испарителя, кВт;
-
коэффициент теплопередачи, кВт/(м2∙К);
-
среднелогарифмическая разность температур источника низкопотенциальной теплоты
и кипения рабочего агента, 0С.
Средне-логарифмическая
разность температур определяется из условия постоянства температуры кипения
фреона в испарителе
(7.64)
где
, 
- температура
уходящих дымовых газов на входе и выходе из испарителя, 0С.
Коэффициент
теплопередачи 
примем 500 Вт/(м2∙К), как среднее
значение для испарителя теплового насоса НТ-2000 [3].
8. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
В дипломной работе приведена реконструкция газоотводящего тракта
водогрейных котлов типа ПТВМ-50, расположенных на котельной ЖМР-16. Сущность
реконструкции заключается в установлении конденсационных теплоутилизаторов и
теплового насоса в газоотводящем тракте, что позволит дополнительно
использовать уходящие продукты сгорания, а также снизить расход топлива.
8.1 Расчет
капитальных вложений в реконструкцию
Капитальные затраты определяются по формуле:
Кобщ = Кст + Коб + ККИПиА + Км
+Кт.з. + Кп, (8.1)
где Кст - капитальные затраты на строительные работы (здание,
сооружения), тыс. грн.;
Коб - стоимость оборудования, тыс. грн.;
ККИПиА - стоимость КИПиА, тыс. грн.;
Км - стоимость монтажных работ, тыс. грн.;
Кт.з. - стоимость транспортно-заготовительных работ, тыс.
грн.;
Кп - производственные затраты на проектные работы, тыс. грн.
ККИПиА - 25% от стоимости оборудования;
Км - 10% от стоимости оборудования;
Кт.з. 3% от стоимости оборудования;
Кп - 4% от стоимости строительно-монтажных работ.
Капитальные затраты на оборудование (3 конденсационных теплоутилизатора и
3 насоса)
Коб. = 3 × 120188 = 360564 грн (8.2)
Стоимость контрольно-измерительных приборов:
Ккип =0,25∙Коб. (8.3)
Ккип =0,25∙360564=90141грн
Стоимость монтажных работ:
(8.4)
Стоимость
транспортно-заготовительных работ:
(8.5)
Производственные затраты на проектные работы:
(8.6)
Расчетная величина капитальных вложений по группам основных фондов
приводится в таблице 8.1, где также определяется сумма амортизационных
отчислений.
Таблица 8.1
Расчет
капитальных вложений и годовой суммы амортизационных отчислений
|
Группы основных фондов
|
Стоимость грн.
|
Норма амортизации,%
|
Амортизационные отчисления,
грн.
|
|
Машины и оборудование
|
360564
|
20
|
72112
|
|
КИПиА
|
90141
|
25
|
22535
|
|
Прочие
|
61295,9
|
15
|
9194
|
|
ИТОГО
|
512001
|
|
615843
|
8.2 Расчет эксплуатационных затрат
Расчет эксплуатационных затрат после реконструкции производится на основе
базовой калькуляции себестоимости единицы тепловой энергии, которая приведена в
таблице 8.2
Таблица 8.2
Калькуляция
себестоимости единицы тепловой энергии от водогрейного котла ПТВМ-50 (базовый
вариант)
|
Статьи затрат
|
Затраты на 1 ГДж
|
Всего
|
|
Количество
|
Цена, грн
|
Сумма, грн
|
Количество
|
Сумма, грн.
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Топливо (природный газ) ,
тыс. м3
|
|
3848
|
|
19421,856
|
74735301
|
|
Электроэнергия, ×103
|
|
2,75
|
|
7453652
|
20497543
|
|
Техническая вода
|
|
1,173
|
|
1156583
|
|
|
Зарплата с начислениями
|
-
|
-
|
|
|
35847
|
|
Амортизация
|
-
|
-
|
|
|
200000
|
|
Ремонт
|
-
|
-
|
|
|
3800000
|
|
Итого
|
|
|
|
|
100625362
|
Рассчитаем изменяющиеся статьи эксплуатационных затрат после
реконструкции. Затраты на топливо (природный газ):
ЗТ = ВТ×ЦТ , (8.7)
=14281,056·3848
= 54953503,48тыс. грн/год,
где
ВТ - годовой расход натурального топлива, тыс.м3/год;
ЦТ
- цена натурального топлива, грн/тыс.м3 ;
Затраты на электроэнергию:
(8.8)
где
- потребляемая электроэнергия, тыс.кВт·ч/год;
ЦЭЛ
- цена 1 кВт·ч, грн/кВт·ч
Затраты на воду (вода из городского водопровода):
, (8.9)
где
Gв - максимальный годовой расход воды, м3;
Цв-
цена 1 м3 воды, грн/м3.
Расчет дополнительных затрат на ремонт:
(8.10)
где
ЗАМ - амортизационные отчисления;
- норма
отчислений на ремонт,%.
Расчет прочих затрат и себестоимости:
(8.11)
Таблица 8.3
Калькуляция
себестоимости единицы тепловой энергии от водогрейного котла ПТВМ-50 (вариант
после реконструкции)
|
Статьи затрат
|
Затраты на 1 ГДж
|
Всего
|
|
Количество
|
Цена, грн
|
Сумма, грн
|
Количество
|
Сумма, грн.
|
|
Топливо (природный газ) ,
тыс м3
|
|
3848
|
|
14281,056
|
54953503
|
|
Электроэнергия, ×103
|
|
2,75
|
|
7452015
|
20493041
|
|
Техническая вода
|
|
1,173
|
|
1156583
|
|
|
Зарплата с начислениями
|
-
|
-
|
|
|
35847
|
|
Амортизация
|
-
|
-
|
|
|
103842
|
|
Ремонт
|
-
|
-
|
|
|
58861
|
|
Итого
|
|
|
|
|
81617609
|
.3 Расчет себестоимости энергии, прибыли, рентабельности производства
Себестоимость единицы тепловой энергии в котельной, грн./ГДж
, (8.12)
где Згодкот - суммарные годовые эксплуатационные
затраты котельной на выработку тепла, грн.;
Qгодкот - годовой отпуск тепловой энергии
котельной, ГДж.
до реконструкции:
грн
после
реконструкции:
грн
Расход
топлива, относимый на производство тепловой энергии в общем расходе топлива
(8.13)
где Qотп - отпуск тепловой энергии внешним
потребителям, ГДж;
Qpn - низшая теплотворная способность топлива, кДж/кг;
- КПД
парогенераторного цеха (нетто тепловой).
до
реконструкции:
после
реконструкции:
.4
Расчет годового экономического эффекта
Годовой
экономический эффект может быть рассчитан различными методами.
Экономия
от снижения себестоимости
Эс = (С1 - С2)·В2, (8.14)
где С1, С2 - себестоимость продукции базового и
проектируемого вариантов;
В2 - годовой выпуск продукции проектируемого варианта.
Эс
= (100625362 - 
)·1,1=20908528
Оценка
эффекта на основе усредненного показателя результатов и затрат
(8.15)
где Рг - неизменная по годам расчетного периода стоимостная
оценка результатов мероприятий НТП, включая основные и сопутствующие результаты
(объем производства умножить на действующую цену);
Зг - затраты на реализацию мероприятия;
кр - коэффициент на реновацию;
Ен - норма дисконтирования (приведения), (Ен =
0,1).
(8.16)
где tсл - срок службы оборудования.
(8.17)
где N - годовые издержки без амортизации,
грн.;
К - капитальные вложения, грн.
Срок окупаемости капитальных вложений
(8.20)
(8.21)
Полученные
результаты расчета приведены в таблице 8.4
Таблица 8.4
Полученные результаты расчета
|
Показатели
|
Единицы измерения
|
Величина
|
|
|
До реконструкции
|
После реконструкции
|
|
Выработка продукции
|
тыс./ГДж
|
7267
|
7267
|
|
Дополнительные капитальные
вложения
|
грн
|
-
|
615843
|
|
Затраты на топливо
|
|
|
|
|
- всего
|
тыс. грн
|
74735301
|
54953503
|
|
Эксплуатационные затраты
|
тыс. грн
|
100625362
|
81617609
|
|
Численность персонала
|
чел
|
|
|
|
- эксплуатационного
|
|
29
|
29
|
|
- ремонтного
|
|
9
|
9
|
|
Себестоимость единицы
продукции
|
грн/ГДж
|
280
|
245
|
|
Годовой экономический
эффект
|
тыс. грн
|
-
|
20908528
|
|
Срок окупаемости
|
лет
|
-
|
3,9
|
9. ОХРАНА ТРУДА
.1 Анализ условий труда рабочих в цехе
На котельной №16 г. Мариуполь присутствует оборудование: Котел ПТВМ-50,
деаэратор ДВ - 75 , вентилятор ВДМ, сетевые насосы, питательные насосы.
Перечень основных источников вредных и опасных факторов, действующих на
рабочих, характеристику параметров факторов, оценку их опасности и вредности,
согласно норм и правил удобно представить в виде таблицы 9.1
Таблица 9.1
Характеристика и оценка источников опасных и вредных факторов, согласно норм и правил по охране труда
|
Наименование профессий
|
Рабочее место, основные
используемые при работе оборудование, инструменты, материалы
|
Характеристика вредных и
опасных факторов (величина параметра, размерность)
|
Допустимое значение по
норме
|
Оценка вредности или
опасности
|
|
Оператор котла ПТВМ-50
|
Пульт управления котлом,
элементы теплотехнического и электрического оборудования котла,
контрольно-измерительное оборудование
|
Загазованность Шум
|
Достигает 10 мг/м³96 дБ
|
14 мг/м³, 92 дБ
|
Соответствует нормам,
Соответствует нормам
|
Вывод: анализ показал, что вредные факторы шум, загазованность
соответствуют допустимым нормам на предприятии, а к наибольшим опасностям
производственных травм относят получение ожогов, механических травм и
отравление газами.
9.2 Анализ
опасных и вредных
факторов в теплоэнергетическом производстве для технологических операций
Анализ опасных
и вредных факторов представлен в таблице 9.2
Таблица 9.2
Анализ опасных
и вредных факторов
|
Операции технологического
процесса
|
Наименование фактора
|
Чем характеризуется вредный
или опасный фактор
|
Технические или
организацион. мероприятия по снижению фактора
|
|
I Вредные факторы
|
|
Сжигание топлива для
нагрева воды в трубах котла
|
Загазованность Шум Вибрации
|
Возможно отравление
персонала угарным газом Уровень звукового давления, 96 дБ/92дБ Уровень
среднеквадратичной скорости, 80/96
|
Установка световой и
звуковой сигнализации Звукопоглощающие панели пульта управления Укрепление
подвижных элементов
|
|
II Опасные факторы
|
|
Работа насосов Получение
ожогов Отравление Газами Взрывоопасность
|
Электрический ток питания
оборудования; Сжигание топлива в котле Подача природного газа в горелки ГРП
|
Высокое напряжение питающей
сети, В Высокая температура элементов котла Высокое содержания СО и СН4
Большое содержание природного газа
|
Защитное заземление,
зануление оборудования Изолирование опасных элементов конструкции
Использование средств индивидуальной защиты Устранение и изолирование
возможных мест утечки газа
|
|
|
|
|
|
|
.3 Расчет потребности в воздухообмене по избыткам тепла в помещении
Потребное количество воздуха, необходимое для создания нормальных условий
труда в производственных помещениях, определяется для летних условий по
следующим показателям:
удаление избыточного тепла,
обеспечение ПДК для вредных паров и газов.
Количество воздуха, которое необходимо для удаления избытка тепла из
закрытого помещения, приближенно можно определить по формуле:
(9.1)
где 
- суммарное количество избыточного тепла, выделяющегося в
производственном помещении, кВт;
- удельная теплоемкость воздуха, кДж/(кг·°С);
- плотность воздуха при температуре приточного воздуха, кг/м3;
рассчитывается по формуле:
(9.2)
где 
- атмосферное давление; составляется 760 мм рт. ст.;
-
температура приточного воздуха, принимается на 8 ºС ниже температуры воздуха в рабочей зоне, т. е. 
ºС
-
температура удаляемого из помещения воздуха, °С; определяется по формуле:
(9.3)
где
- температура воздуха в рабочей зоне, ºС; принимается 28ºС;
-
температурный градиент по высоте помещения котельной, ºС/м; принимается равным 1,3ºС/м;
-
расстояние от пола до вытяжных проемов здания котельной, м.
-
температура приточного воздуха, ºС; обычно составляет 18-22°С.
Температура
приточного воздуха () принимается на 8ºС ниже температуры воздуха в рабочей зоне, т. е.
ºС.
Плотность
воздуха при температуре приточного воздуха:
Температура удаляемого из помещения воздуха:
°С
Суммарное количество избыточного тепла, выделяющегося в производственном
помещении, включает следующее:
(9.4)
где
-
тепловыделения от котлов; от работающих электродвигателей; от нагретых
строительных конструкций.
Тепловыделения
от стенок котлов:
(9.5)
где
- удельное тепловыделение нагретых наружных
поверхностей, кДж/(м2·с); при 40°С 
.
-
площадь наружных поверхностей котлов с удельными тепловыделениями 
, м2; составляет160 м2.
Тепловыделения от работающего электромеханического оборудования
(9.6)
где
- КПД i-го
электродвигателя; принимается 0,7;
-
мощность i-го электродвигателя, работающего в помещении, кВт;
принимается 100 кВт.
Тепловыделения
от нагретых строительных конструкций:
(9.7)
где
- коэффициент теплопередачи покрытия; принимается
1,08;
-
количество тепла, передаваемое через 1 м2 плоского покрытия;
принимаем 0,021 кВт/м2.
-
площадь поверхности покрытия крыши; принимаем
Тогда
Расход воздуха для удаления из помещения вредных газов производится по
формуле:
(9.8)
где
- выделение в помещение определенного вредного
вещества, мг/с;
-
предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны помещения, мг/м3.
Согласно СН 4088-86 ПДК СO2 - 2500
мг/м3.
-
концентрация вещества в приточном воздухе, мг/м3; равен СО2
- 500 мг/м3.
Часовое
выделение в помещение вредных веществ определяется по формуле:
(9.9)
где
- выделение вещества в помещение при производстве 1 т
основной продукции, мг/ч; составит СO2 - 2 мг/м3;
- часовое
производство продукции, т; 
Необходимое
количество воздуха для удаления вредных выделений из помещения:
Lmax = Lт =
2,91 м³
9.4
Электробезопасность на рабочем месте
Расчет
защитного заземления выполняется на персональном компьютере по методике
приведенной в литературном источнике с использованием программы файл «KONTUR»/Охрана
труда. Исходные данные представлены в таблице 9.3
Таблица 9.3
Исходные данные
|
Наименование параметра
|
Условное обозначение
|
Размерность
|
Величина
|
|
Допустимое сопротивление
заземления
|
R0
|
Ом
|
3,63
|
|
Удельное сопротивление
грунта
|
P0
|
Ом·м
|
40
|
|
Коэффициент сезонности для
двухслойного грунта
|
Z
|
-
|
1,5
|
|
Коэффициент изменения
удельного сопротивления грунта
|
F
|
-
|
2,1
|
|
Толщина слоя сезонных
изменений в грунте
|
H1
|
м
|
1,8
|
|
Расстояние от поверхности
земли до горизонтальной полосы
|
H2
|
м
|
0,8
|
|
Диаметр вертикального
электрода
|
D
|
м
|
0,012
|
|
Ширина соединительной
полосы
|
T
|
м
|
0,010
|
Таблица 9.3
Результаты расчета
|
Коэффи-циент
|
Сопротивление, Ом
|
Кол-во вертикал.
электродов, Х
|
Длина, м
|
|
Электрода, R1
|
Соедин. полосы, R2
|
Контура, R3
|
|
Верт. электрод. HM1
|
Соедин. полосы, HM2
|
Всех верт. электрод. HM3
|
Σ
верт.+ гориз. HM4
|
|
1
|
212,6
|
7,172
|
3,61
|
156
|
1
|
156
|
156
|
312
|
|
1
|
96,324
|
9,142
|
3,60
|
59
|
2
|
118
|
118
|
236
|
|
1
|
63,82
|
10,115
|
3,62
|
35
|
3
|
105
|
105
|
210
|
|
1
|
48,285
|
10,551
|
3,57
|
25
|
4
|
100
|
100
|
200
|
|
1
|
39,088
|
11,002
|
3,59
|
19
|
5
|
95
|
95
|
190
|
|
1
|
32,926
|
10,930
|
3,47
|
16
|
6
|
96
|
96
|
192
|
|
1
|
28,582
|
11,446
|
3,54
|
13
|
7
|
91
|
91
|
182
|
|
1
|
25,284
|
11,782
|
3,57
|
11
|
8
|
88
|
88
|
176
|
|
1,5
|
212,6
|
7,112
|
3,62
|
105
|
1
|
157
|
105
|
262
|
|
1,5
|
96,324
|
8,636
|
3,60
|
42
|
2
|
126
|
84
|
210
|
|
1,5
|
63,820
|
9,210
|
3,56
|
26
|
3
|
117
|
78
|
195
|
|
1,5
|
48,285
|
9,410
|
3,50
|
19
|
4
|
114
|
76
|
190
|
|
1,5
|
39,088
|
9,529
|
3,45
|
15
|
5
|
112
|
75
|
182
|
|
1,5
|
32,969
|
9,821
|
3,49
|
12
|
6
|
108
|
72
|
180
|
|
1,5
|
28,587
|
10,115
|
3,52
|
10
|
7
|
105
|
70
|
175
|
|
1,5
|
25,284
|
9,871
|
3,39
|
9
|
8
|
108
|
72
|
180
|
|
2
|
212,6
|
6,93
|
3,61
|
81
|
1
|
162
|
81
|
243
|
|
2
|
96,32
|
8,08
|
3,54
|
34
|
2
|
136
|
68
|
204
|
|
2
|
63,82
|
8,63
|
3,56
|
21
|
3
|
126
|
63
|
189
|
|
2
|
48,28
|
9,01
|
3,59
|
15
|
4
|
120
|
60
|
180
|
|
2
|
39,08
|
9,01
|
3,52
|
12
|
5
|
120
|
60
|
180
|
|
2
|
32,96
|
9,01
|
3,47
|
10
|
6
|
120
|
60
|
180
|
|
2
|
28,58
|
9,56
|
3,63
|
8
|
7
|
112
|
56
|
168
|
|
2
|
25,82
|
3,59
|
7
|
8
|
112
|
56
|
168
|
|
2,5
|
212,6
|
6,65
|
3,59
|
68
|
1
|
170
|
68
|
238
|
|
2,5
|
96,32
|
7,64
|
3,54
|
29
|
2
|
145
|
58
|
203
|
Вывод:
по ПУЭ выбираем заземление с такими значениями т.к. являются оптимальными [23]
(таблица 9.4)
Таблица 9.4
Выбор заземления
|
Коэффи-циент
|
Сопротивление, Ом
|
Кол-во вертикал.
электродов, Х
|
Длина, м
|
|
Электрода, R1
|
Соедин. полосы, R2
|
Контура, R3
|
|
Верт. электрод. HM1
|
Соедин. полосы, HM2
|
Всех верт. электродHM3
|
Σ
верт.+ гориз. HM4
|
|
2
|
28,58
|
9,56
|
3,63
|
8
|
7
|
112
|
56
|
168
|
9.5 Пожаро- и взрывобезопасность
Площадь здания котельной составляет 1152 м2, здание
одноэтажное. В помещении находятся негорючие вещества и материалы в горячем,
раскаленном или расплавленном состоянии, процесс обработки которых
сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени, горючие газы,
которые сжигаются в качестве топлива.
По характеристики веществ и материалов, находящихся в помещении, можно
сказать, что котельная по пожарной опасности относится к категории
"Г". По огнестойкости строительных конструкций степень огнестойкости
здания котельной V [22].
Таблица 9.5
Пределы
огнестойкости элементов конструкций здания
|
Наименование конструкции
|
Толщина наименьшего сечения
конструкции, см
|
Предел огнестойкости, час
|
Группа горючести материала
|
|
Стальные колонны
(защищенные кирпичом)
|
9,0
|
2,5
|
негорючие
|
|
Плиты покрытий
(железобетонные)
|
10,0
|
0,8
|
негорючие
|
|
Фермы, балки (стальные)
|
20
|
1,1
|
негорючие
|
|
Наружные несущие стены,
перегородки, навесные панели наружных стен (кирпич, бетон, железобетон)
|
12,0
|
2,5
|
негорючие
|
Таблица 9.5
Пределы огнестойкости элементов конструкций здания
|
Степень огне-стойкости
зданий
|
Минимальные пределы
огнестойкости строительных конструкций (в минутах) и минимальные пределы
распространения огня по ним (см)
|
|
Стены
|
Колоны
|
Лестничные площадки,
лестницы, балки, марши лестничных клеток
|
Элементы совмещенных
перекрытий
|
|
Несущие и лестничных клеток
|
Само-несущие
|
Внеш-ние несущие
|
Внутрен-ние несущие
|
|
|
Плиты, настилы, прогоны
|
Балки, фермы, арки, рамы
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ІІ
|
REI 120, M0
|
REI 60, M0
|
E 15, M0
|
EI 15, M0
|
R120, M0
|
R60, M0
|
RE 15, M0
|
R 30, M0
|
В качестве первичных средств пожаротушения в котельной имеется 2
порошковых огнетушителя емкостью по 5 литров.
10. ГРАЖДАНСКАЯ ЗАЩИТА
.1 Обеспечение пожарной безопасности котельных 16-17 ЖМР г. Мариуполь в
черезвычайных ситуациях
В Законе Украины «О Гражданской обороне Украины» (1999г.) определено:
каждый имеет право на защиту своей жизни и здоровья от последствий аварий,
катастроф, стихийного бедствия и на требование гарантий обеспечения реализации
этого права от Кабинета Министров Украины, министерств и других центральных
органов, местных государственных администраций, органов местного
самоуправления, руководства предприятий, учреждений и организаций независимо от
форм собственности и подчиненна.
Систему гражданской обороны составляют:
органы исполнительной власти всех уровней, к компетенции которых отнесены
функции, связанные с безопасностью н защитой населения, предупреждением,
реагированием и действиями в чрезвычайных ситуациях;
органы повседневного управления процессами защиты населении в составе
министерств, других центральных органов исполнительной власти, местных
государственных администраций, руководства предприятий, учреждений и
организаций независимо от форм собственности и подчиненности;
силы и средства, предназначенные для выполнения заданий гражданской
обороны;
фонды финансовых, медицинских и материально-технических ресурсов,
предусмотренные на случай чрезвычайных ситуаций;
системы связи, оповещения и информационного обеспечения;
центральный орган исполнительной власти по вопросам чрезвычайных ситуаций
и по делам защиты населения от последствий Чернобыльской катастрофы;
курсы и учебные заведения подготовки и переподготовки специалистов и
населения по вопросам гражданской обороны; службы гражданский обороны.
Пожарная охрана создается с целью защиты жизни и здоровья граждан,
частной, коллективной и государственной собственности от пожаров, поддержания
надлежащего уровня пожарной безопасности на объектах и в населенных пунктах.
Основными задачами пожарной охраны являются: осуществление контроля над
соблюдением противопожарных требований; предотвращение пожаров и несчастных
случаев на них; тушение пожаров, спасение людей и оказание помощи в ликвидации
последствий аварий, катастроф и стихийного бедствия.
Согласно Закона Украины «О пожарной безопасности», обеспечение пожарной
безопасности является составляющей частью производственной и другой
деятельности должностных лиц, работников предприятия, учреждений, организаций и
предпринимателей. Это должно быть отражено в трудовых договорах и уставах
предприятий, учреждений и организаций. Обеспечение пожарной безопасности
предприятий, организаций и учреждений возлагается на их руководителей и
уполномоченных ими лиц, иное не предусмотрено соответствующим договором.
Собственники предприятий, учреждений и организаций или уполномоченные ими
органы, а также арендаторы обязаны:
разрабатывать комплексные меры по обеспечению пожарной безопасности,
внедрять достижения науки и техники, положительный опыт;
в соответствии с нормативными актами по пожарной безопасности разрабатывать
и утверждать положения, инструкции, другие нормативные акты, которые действуют
в пределах предприятия, учреждения и организации, осуществлять постоянный
контроль над их соблюдением;
обеспечить соблюдение противопожарных требований, стандартов, норм, правил,
а также исполнение требований, предписаний и постановлений органов
государственного пожарного надзора;
организовывать обучение работников правилам пожарной безопасности и
пропаганду мер по их обеспечению;
содержать в исправном состоянии средства противопожарной защиты и связи,
пожарную технику, оборудование и инвентарь, не допускать их использование не по
назначению;
предоставлять по требованию пожарной охраны сведения и документы о
состоянии пожарной безопасности объектов и продукции, производимой ими;
осуществлять меры по внедрению автоматических средств выявления и тушения
пожаров и использованию для этих целей производственной автоматики;
своевременно информировать пожарную охрану о неисправности пожарной
техники, систем противопожарной защиты, водоснабжения, а также о закрытии дорог
и проездов на своей территории;
При проектировании промышленных предприятий, необходимо осуществить
анализ здания на соответствие установленным требованиям. Оценка пожарной
безопасности позволяет определить вид объекта и отношение его к той или иной
категории. Как известно, все производства подразделяются по взрывной опасности
на следующие группы.
А - взрывопожароопасные; к этой группе относятся производства, в которых
обращаются горючие газы с нижним пределом воспламенения 10% и ниже, жидкости с
температурой вспышки до 28° С включительно при условии, что указанные газы и
жидкости могут образовать взрывоопасные смеси в объеме, превышающем 5% объема
помещения, вещества, способные самовозгораться (самовоспламеняться) и гореть
при взаимодействии с водой, кислородом воздуха и друг с другом;
Б - взрывопожарные; к этой категории относятся производства, в которых
обращаются горючие газы, нижний предел воспламенения которых свыше 10% к объему
воздуха, а также жидкости с температурой вспышки от 28 до 61°С включительно или
нагретые до температуры вспышки и выше, горючие пыли или волокна, нижний
концентрационный предел воспламенения которых 65 г/м3 и ниже при условии, что
указанные газы, жидкости и пыли
В - пожароопасные; к этой категории относятся производства, в которых
обращаются жидкости с температурой вспышки выше 61°С и горючие пыли, нижний
концентрационный предел воспламенения которых более 65 г/м3, вещества способные
только гореть, но не взрываться при контакте с воздухом, водой или друг с
другом, а также твердые сгораемые вещества и материалы.
Категория Г - непожароопасные; к этой категории относятся производства, в
которых обращаются негорючие вещества и материалы в горячем раскаленном или
расплавленном состоянии, а также вещества, которые сжигаются или утилизируются
в качестве топлива.
Категория Д - непожароопасные; к этой категории относятся производства, в
которых обращаются негорючие вещества и материалы в холодном состоянии (цехи
холодной обработки материалов и т. д.).
Категория Е - взрывоопасные; к этой категории относятся производства, в
которых обращаются взрывоопасные вещества (горючие газы без жидкой фазы и пыли)
в таких количествах, при которых могут образовываться взрывоопасные смеси в
объеме, превышающем 5% объема помещения, но не могут создаваться пожароопасные
условия; к таким производствам относятся, например, объекты со сжатыми горючими
газами.
Категория производства по пожарной опасности в значительной степени
определяет требования к зданию, его конструкциям и планировке, организацию
пожарной охраны и ее техническую оснащенность, требования к режиму и
эксплуатации. Поэтому к вопросу отнесения производства к той или иной категории
следует подходить самым серьезным образом , а оценка пожарной безопасности
должна проводиться специалистами.
10.2 Определение категории исследуемого помещения по взрывопожарной и
пожарной опасности.
Исходные данные представлены в таблице 10.1
Таблица 10.1
Исходные данные
|
Наименование производства
|
Вид вещества
|
V газа (м. куб)
|
V св. (м. куб)
|
S пом. (м. кв)
|
S здан. (м. кв)
|
|
Энергетическое (газовое
х-во, кабельн. соор., электроуст-ки)
|
Пропан
|
7
|
700
|
70
|
1500
|
Расчет избыточного давления взрыва для горючих газов
Избыточное давление взрыва ∆Р для индивидуальных горючих веществ,
состоящих из атомов С, Н, О, N, С1, Br, I, F, определяется по формуле
(10.1)
где
Рmax - максимальное давление взрыва стехиометрической газовоздушной или
паровоздушной смеси в замкнутом объеме, определяемое экспериментально или по
справочным данным. При отсутствии данных допускается принимать Рmax рапным 900
кПа;
Ро
- начальное давление, кПа (допускается принимать 101 кПа);- масса горючего газа
(ГГ) или пароп легковоспламеняющихся (ЛВЖ) и горючих жидкостей (Г/К),-
коэффициент участия горючего во взрыве, который может быть рассчитан на основе
характера распределения газов и паров в объеме помещения принимаtv значения z
по приведенным ниже данным 0,5
-
стехиометрическая концентрация ГГ или паров ЛВЖ и ГЖ,% (объемн.) вычисляемой по
формуле
(10.2)
где
β
- стехиометрический коэффициент кислорода
в реакции сгорания
(10.3)
кПа
Из
приведенного расчета видно, что при данном объеме помещения и поступление в
помещение в случае аварии 7м³ пропана избыточное давление взрыва ∆Р
превышает 5 кПа т.е. помещение явлеятся взрывопожароопасным и должно относиться
к категории А.
Категория
здания - Д т.к. площадь помещения относиться к категории А, состоит 4,67% от
общей площади здания, что < 5%
.3 Пути и способы обеспечения пожарной безопасности исследуемого объекта
Пожарная безопасность объектов хозяйствования обеспечивается системами
предотвращения пожара я противопожарной защиты, а также
организационно-техническими мероприятиями. Разработка таких систем осуществляется
исходя из анализа пожарной опасности и зашиты технологических процессов в
соответствии с ГОСТ 12.1.004-85 «ССБТ. Пожарная безопасность. Общие
требования». Исследование строится на выявлении в производственных процессах
причин возникновения горючей среды, источников зажигания и путей
распространения огня, без знания которых невозможно провести
пожарно-техническое обследование объекта, разработать эффективные мероприятия
по предупреждению возникновения пожара.
За нарушение установленных законодательством требований пожарной
безопасности, создание препятствий для деятельности должностных лиц органов
государственного пожарного надзора, невыполнение их предписаний виновные в этом
должностные лица, другие работники предприятий, учреждений, организаций и
граждане привлекаются к ответственности согласно действующему законодательству.
За нарушение установленных законодательством требований пожарной
безопасности, невыполнение предписаний должностных лиц органов государственного
пожарного надзора предприятия, учреждения и организации могут привлекаться
руководителями этих органов к уплате штрафа.
ВЫВОД
На котельной ЖМР-16 за водогрейными котлами типа ПТВМ-50, которые
работают на природном газе, в газоходе были установлены конденсационные
теплоутилизаторы и тепловые насосы, которые предназначены для более полного
использования тепла уходящих газов котла ПТВМ-50 путем глубокого их охлаждения
с целью повышения коэффициента использования топлива котлоагрегатов. При этом,
тепло уходящих газов используется для горячего водоснабжения. Также за счет
работы КТ снизилось содержание оксидов азота в уходящих газах, т.е
конденсационный теплоутилизатор является не только теплообменником, но и в
определенной степени газоуловителем. Снижение содержания токсичного диоксида
азота, в уходящих продуктах сгорания произошло за счет его растворения в
конденсате дымовых газов.
В случае совместного применения конденсатного теплоутилизатора и
теплового насоса потребляемая компрессором электрическая мощность значительно
снижается, что приводит к уменьшению стоимости системы и эксплуатационных
затрат. При утилизации теплоты влажного газа растет коэффициент трансформации
теплоты ТНУ с увеличение температуры жидкости в испарителе.
ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОК
1. Частухин
В.И. Тепловой расчет промышленных парогенераторов / В.И. Частухин. - Киев:
высшая школа, 1980.-184 с.
2. Эстеркин
Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование / Р.И. Эстеркин.
- Л.: Энергоатомиздат, 1989. -280с.
. Александров
А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара / А.А. Александров,
Б.А. Григорьев. - М.: Издательство МЭИ, 2003. - 168 с.
. Бузников
Е.Ф. Производственные и отопительные котельные / Е.Ф. Бузников, К.Ф. Роддатис,
Э.Я. Берзиньш. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 248с.
. Кудинов
А.А. Энергосбережение в теплогенерирующих установках / А.А. Кудинов. -
Ульяновск: УлГТУ, 2000. -168с.
. Делягин
Г.Н. Теплогенерирующие установки / Г.Н. Делягин, В.И. Лебедев, Б.А.Пермяков. -
М.: Стройиздат, 1986. -559 с.
. Зыков
А.К. Паровые и водогрейные котлы / А.К. Зыков. - М.: Энергоатомиздат, 1987.
-128 с.
. Сафонов
А.П. Сборник задач по теплофикации и тепловым сетям / А.П. Сафонов. - М.:
Энергоатомиздат, 1985. - 232 с.
. Теплообменные
аппараты: Пром. Каталог: НИИИнформТяжмаш. - М., 1973. -214с. - (Теплообменная
аппаратура).
. Краснощеков
Е.А. Задачник по теплопередаче / Е.А. Краснощеков, А.С. Суномел. - М.: Энергия,
1980. - 236 с.
. Баскаков
А.П. Основные факторы, определяющие эффективность глубокого охлаждения
продуктов сгорания в газифицированных котельных / А.П. Баскаков, Е.В. Ильина //
Промышленная энергетика, - 2004, - №4. - С.42-45.
. Аронов И.З.
Использование тепла уходящих газов в газифицированных котельных / И.З. Аронов.
- М.: Энергия, 1967. -191 с.
. Астановский
Д.Л. использование теплообменных аппаратов новой конструкции в теплоэнергетике
/ Д.Л. Астановский, Л.З. Астановский // Теплоэнергетика, - 2007, -№7. -
С.46-48.
. Бажан П.И.
Справочник по теплообменным аппаратам / П.И. Бажан, Г.И. Каневец, В.М.
Селиверстов. - М.: Машиностроение, 1989. - 327 с.
. Бакластов
А.М. Промышленные тепломассообменные процессы и установки / А.М. Бакластов,
В.А. Горбенко, О.Л. Данилов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. -328 с.
. Бухаркин
Е.Н. К вопросу обеспечения надежных условий использования экономичных котлов с
конденсационными теплоутилизаторами / Е.Н. Бухаркин // Промышленная энергетика,
- 1995, -№7. - С.31-34.
.
Богуславский Л.Д. Энергосбережение в системах теплоснабжения, вентиляции и
кондиционирования воздуха / Л.Д. Богуславский, В.И. Ливчак. - М.: Стройиздат,
1990. - 624 с.
. Волховский
Е.Г. Экономия топлива в котельных установках / Е.Г. Волховский, А.Г. Шустер. -
М.: Энергия, 1973. - 340 с.
. Внуков А.К.
Защита атмосферы от вредных выбросов энергообъектов / А.К. Внуков. - М.:
Энергоатомиздат, 1992. - 176 с.
20. Шоботов
В.М. Защита населения в чрезвычайных ситуациях / В.М. Шоботов. - Мариуполь:
ПГТУ, 2000.- 6 с.
. Анисимов
А.С. Предупреждение и тушение пожаров на промышленных предприятиях / А.С.
Анисимов.- К: Техника, 1978. - 225 с.
. Брейман
М.И. Инженерные решения по технике безопасности в пожаро- и взрывоопасных
производствах / М.И. Брейман. -М.: Химия, 1974. - 198 с.
. Шоботов
В.М. Оценка обстановки при чрезвычайных ситуациях / В.М. Шоботов. - Мариуполь:
ПГТУ, 2000. - 92 с.
. Шам В.И.
Охрана труда в дипломных проектах / В.И. Шам. - Мариуполь: ММИ, 1982. - 56 с.
25. Волошин
В.С. Методические рекомендации к дипломным проектам по разделу охраны труда для
студентов специальностей 7.090510 / В.С. Волошин.- Мариуполь: ММИ, 1988.- 70 с.
26. Кнорринг
Г.М. Справочная книга по проектированию электрического освещения / Г.М.
Кнорринг. - Л.: Энергия, 1976. - 358 с.
. Гейзер Г.К.
Методические указания к выполнению организационно-экономической части дипломных
проектов / Г.К. Гейзер, Р.А. Александрова. - Мариуполь: ПГТУ, 1991. -32 с.
. Бухаров
И.И. Методическое руководство к расчету на ЭВМ освещения от точечных источников
света / И.И. Бухаров. - Мариуполь: ММИ, 1984.- 19с.