Перевод мазутной котельной на газ

Для приема мазута, поступающего в железнодорожных цистернах, сооружаются сливные устройства в виде лотков и промежуточной емкости, обогреваемых паром давлением до 0,5 МПа. Иногда сливные устройства оборудуются паропроводами и шлангами с наконечниками для разогрева мазута в цистернах.Рис. 2.30 — Схема подачи газа от ГРП к котлоагрегатам (1- общая магистраль; 2 — регуляторы расхода; 3 — запорные органы — задвижки; 4 — краны к горелкам; 5 — запорные задвижки с электроприводом; 6 — свечи (трубопроводы для продувки и выхлопа газа; 7 — устройство для розжига горелок (запальники); 8 — предохранительный клапан;

9 — диафрагма для измерения расхода газа) Расчетная часть.

Расчет процесса горения топлива.

Для сухого газообразного топлива низшая теплота сгорания в кДж/м3 может быть найдена по формуле: Qнс = 107,98Н2 + 126,36СО + 234Н2S + 358,2СН4 + 590,66С2Н4 + 637,46С2Н6+860,05С3Н6 + 913,2С3Н8 +1187,36С4Н10 + 1461.

89С5Н12,где — Н2, СО, H2S, СН4 …- состав газообразного топлива, %.Далее определяются характеристики продуктов сгорания. Объемы воздуха и продуктов сгорания для газообразного топлива, м3/м3, рассчитываются по следующим формулам:

теоретическое количество воздуха для полного сгорания 1 м³ газа: V0 = 0,0476∙[0,5CO + 0,5H2 + 1,5H2 S +∑(т+п/4) CтHп-O2] ==0,0476∙[(1+4/4)∙CH4+(2+6/4)∙C2H6+(3+8/4)∙C3H8+(4+10/4)∙C4H10+(5+12/4)∙C2H12]= 0,0476∙[2∙94,1+3,5∙3,1+5∙0,6+6,5∙0,2+8∙0,8]=9,984 м3/м3теоретический объем трехатомных газов в продуктах сгорания:

теоретический объем азота в продуктах сгорания:

теоретический объем водяных паров в продуктах сгорания:

Присосы воздуха в газоходах теплогенератора:

в топке ∆бт = 0,05;в I газоходе ∆б1 = 0,05;во II газоходе ∆б2 = 0,1;в водяном экономайзере ∆бв.э.= 0,1.Коэффициенты избытка воздуха за газоходами теплогенератора:

в топке и за топкой бт = 1,05;за I газоходом б1 = бт + ∆б1 = 1,05 + 0,05 =1,1;за II газоходом б2 = б1 + ∆б2 = 1,1+0,1= 1,2;в уходящих газах из теплогенератора (за водяным экономайзером):

бух = бв. э= ∆б2 +∆бв.э= 1,2+0,1=1,3.Таблица 3.1 — Характеристика продуктов сгорания.

ХарактеристикаТопкаІ газоходІІ газоход.

Водяной экономайзер13 456.

Коэффициент избытка воздуха за газоходом б1.

051.

11.

21.3Средний коэффициент избытка воздуха бср1.

051.

0751.

151.

25Действительный объем водяных паров2.

2262.

2302.

2422.

258Действительный объем продуктов сгорания11.

69 411.

94 812.

70 913.

723Объемная доля трехатомных газов0.

0910.

0890.

0840.

078Объемная доля водяных паров0.

1900.

1870.

1760.

165Суммарная объемная доля трехатомных газов0.

2810.

2760.

2600.

243Таблица 3.2 — Энтальпия продуктов сгораниятопкаI газоходII газоходводяной экономайзерIгIгIгIг123 456 727 356.

11 001 540.

821 318.

911 870.

552 003 110.

942 658.

753 310.

343 775.

633 004 718.

754 019.

525 020.

215 321.

685 723.

634 006 376.

805 405.

426 782.

207 187.

615 008 072.

546 828.

998 584.

719 096.

896 009 801.

778 286.

710 423.

2 311 044.

6 870 011 581.

249 780.

8 312 314.

8 013 048.

3 680 013 415.

1 511 288.

1 514 261.

7 690 015 290.

9 212 791.

2 915 930.

4 816 250.

27 100 017 191.

8 214 340.

4 817 908.

8 418 267.

35 110 019 105.

2 815 927.

3 519 901.

6 520 299.

83 120 021 027.

1 117 514.

2 221 902.

82 130 023 003.

3 819 105.

2 823 958.

64 140 025 013.

1 420 734.

226 049.

84 150 027 010.

3 422 362.

7 728 128.

48 160 029 041.

323 995.

7 030 240.

82 170 031 088.

4 825 624.

4 432 369.

70 180 033 140.

1 127 257.

3 734 502.

98 190 035 229.

4 228 927.

9 836 675.

82 200 037 306.

1 730 598.

6 038 836.

10 210 039 408.

432 273.

4 041 021.

71 220 041 518.

2 933 944.

143 215.

49 230 043 632.

7 335 656.

4 945 415.

55 240 045 751.

3 537 331.

2 947 617.

91 250 047 882.

5 339 043.

7 849 834.

72Таблица 3.3 — Тепловой баланс теплогенератора.

Расчетная величина.

ОбозначениеРазмерность.

РасчетФормула или обоснование12 345.

Располагаемое тепло топливак.

Дж/м337 637.

65(из расчета) Температура уходящих газов°С130Таблица К7Энтальпия уходящих газовIухк.

Дж/м32 442,07Таблица К4Температура холодного воздухаtх.в.°С27Задана.

Энтальпия холодного воздухаI0х.в.кДж/м3356.

1Таблица К4Потери теплоты от химического недожогаq3%0.5Таблица К8Потери теплоты от механического недожогаq4%0-Потери теплоты с уходящими газамиq2%5.25Потери теплоты в окружающую средуq5%2.35Рис. 2.5Потери теплоты с физическим теплом шлаковq6%0-Коэффициент полезного действия теплогенераторазтг%91.9100 — (q2 +q3 +q4+q5+q6)Давление пара за котельным агрегатомpн. пМПа1.4Задано.

Энтальпия насыщеного параiн.пк.

Дж/кг2788.

3Табл. свойств вод.

пара.

Температура насыщенного параtн. п°С195Табл. свойств вод.

пара.

Температура питательной водыtп. в°С99Задана.

Энтальпия питательной водыiп.вк.

Дж/кг114.

85Табл. свойств вод.

пара.

Паропроизводительность котлаDк. едкг/ч6200.

Задана.

Величина непрерывной продувкир%6Задана.

Энтальпия котловой водыiквк.

Дж/кг829.

9Табл. свойств вод.

пара12 345.

Теплота, полезно используемая в теплогенератореQтгк.

Дж/ч14 869 788.

6Полный расход топливаBм3/ч430Расчетный расход топлива.

Врм3/ч430Коэффициент сохранения тепла-0.975Таблица 3.4 — Расчет теплообмена в топке.

Расчетная величина.

ОбозначениеРазмерность.

РасчетФормула или обоснование12 345.

Коэффициент избытка воздуха в топкебт-1.05Принят.

Температура холодного воздухаtх. в°С27Задана.

Энтальпия холодного воздухаIх.вк.

Дж/м3356.

1Таблица К4Теплота, вносимая воздухом в топкуQвк.

Дж/м3373.

9бт∙ I0х. вПолезное тепловыделение в топкеQтк.

Дж/м335 847.

38Теоретическая температура горенияϑА°С1862.

Таблица К4Коэффициент МM-0.53Таблица К10Температура газов на выходе из топкиϑ" т°С1000.

Принимается предварительно.

Энтальпия газов на выходе из топкиI" тк.

Дж/м317 908,84Таблица К4 (по ϑ" т) Объем топочной камерыVтм320.

8Таблица К10Лучевоспринимающая поверхность.

Нлм227.

9Таблица К10Суммарная поверхность топочной камерыFстм245.

46∙Vт0.667Эффективная толщина излучающего слояSм1.

653.

6∙Vт/Fст.

Произведение, рnSм∙Па∙1050.

4636р∙rп∙S, р=105 Па давление в топкеrп-из табл. К3Объемная доля водяных паров в продуктах сгорания-0.190Таблица К312 345.

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газамиKг0.79Рис. 2.25Коэффициент ослабления лучей для несветящейся части пламениKнесв0.

222Kг∙rпКоэффициент ослабления лучей для светящейся части пламениKсв0.

132Коэффициент ослабления лучей топочной средойK0.354Kнесв + Kсв.

Суммарная оптическая толщина среды для несветящейся части пламени (КpS)несв-0.366Kнесв∙p∙S= Kг∙rп∙p∙SСтепень черноты несветящейся части пламениaг=aнесв-0.307Суммарная оптическая толщина для светящейся части пламени (КpS)св-0.584(Кг∙rn+Ксв)∙р∙SСтепень черноты светящейся части пламениaсв-1 — е-*Коэффициент усредненият-0.

10.1 для газового топлива.

Эффективная степень черноты факелаaф-0.321тасв+(1-т)аг, где аг=анесв.

Коэффициент загрязнения экрановж-0.

650.

65 для газа.

Средний коэффициент тепловой эффективности экранов.

Шср-0.4Теплонапряжение стен топочной камеры339 523.

64Действительная температура газов на выходе из топкиϑ" т°С950Рис. 2.28Энтальпия дымовых газов на выходе из топкиI" тк.

Дж/м316 029.

39Таблица К4Теплонапряжение топочного объемаqv778086.

Количество теплоты, воспринятое излучением в топкек.

Дж/м319 322.

54Таблица 3.5 — Расчет теплообмена в I газоходе.

Расчетная величина.

ОбозначениеРазмерность.

РасчетФормула или обоснование12 345.

Поверхность нагреваHIм284Таблица К10Число рядов труб вдоль оси котлашт.

15Таблица К10Число рядов труб по ширине котлашт.

22Таблица К10Наружный диаметр трубdнмм56Таблица К10Продольный шагмм100Таблица К10Поперечный шагмм110Таблица К10Площадь сечения для прохода газовFIм21.

24Таблица К10Эффективная толщина излучающего слоя газов в I газоходеSIм0.175Температура газов перед газоходом°С950Из расчета топки.

Энтальпия газов перед газоходомк.

Дж/м317 258.

81Таблица К4Таблица 3.6 -Расчет теплообмена во II газоходе.

Расчетная величина.

ОбозначениеРазмерность.

РасчетФормула или обоснование12 345.

Поверхность нагреваHIIм254Таблица К10Число рядов труб вдоль оси котлашт.

10Таблица К10Число рядов труб по ширине котлашт.

22Таблица К10Наружный диаметр трубdнмм56Таблица К10Продольный шагмм100Таблица К10Поперечный шагмм110Таблица К10Площадь сечения для прохода газовFIIм20.

52Таблица К10Эффективная толщина излучающего слоя газов вo II газоходеSIIм0.175Температура газов перед газоходом°С415Из расчета I газохода.

Таблица 3.7 -Тепловой расчет чугунного водяного экономайзера.

Расчетная величина.

ОбозначениеРазмерность.

РасчетФормула или обоснование12 345.

Температура газов перед экономайзером°С265Из предыдущего расчета.

Энтальпия газов перед экономайзеромк.

Дж/м35 041.

83Таблица К4Температура уходящих газов°С130Принята.Энтальпия уходящих газовк.

Дж/м32 442.

07Таблица К4Расход питательной водыDпвкг/ч6572D+D∙(P/100)Тепловосприятие по уравнению теплового балансаQдв.э.кДж/ч1 444 812.

43Qдв.э.кДж/м32 662.

35Температура питательной водыt°С99Задана.

Энтальпия питательной водыiкДж/кг414.

85Таблица свойств водяного пара.

Энтальпия воды на выходе из экономайзераiкДж/кг589.

05Температура воды на выходе из экономайзераt°С140Таблица свойств водяного пара.

Скорость дымовых газовWгв. эм/с10Принято.

Объем дымовых газовVгв. эм3/ м313.

723Таблица К3Средняя температура газовϑср.вэ°С197.

5Сечение для прохода дымовых газовFгв. эм20.

282Таблица 3.8 -Конструктивный расчет ребристого чугунного водяного экономайзера.

Расчетная величина.

ОбозначениеРазмерность.

РасчетФормула или обоснование12 345.

Длина ребристой трубы экономайзераlм2.5Рис. К5Живое сечение для прохода газовF’м20.

152Рис. К5Число труб в горизонтальном рядуnгоршт.

2Действительная скорость газовWгв. эм/с10Коэффициент теплопередачи экономайзераKвэ.

Вт/ (м2∙°С)62.1Рис. 2.30Средний логарифмический температурный напор∆tср.вэ°С78.9Полная поверхность водяного экономайзераHв. эм2233.

6Поверхность нагрева одной трубы с газовой стороныH’м23.

72Рис. К5Число труб в вертикальном рядуnверт.

шт.34Действительная поверхность нагрева водяного экономайзераHд. вэм2233.

6Выбираем два чугунных водяных экономайзера конструкции ВТИ марки ЭП2−236 двухколонковые. Тепловой баланс котельной.

Составляем тепловой баланс котельной. Результаты расчета сводим в таблицу 3.

9.Таблица 3.9 — Уточнение теплового баланса.

Расчетная величина.

ОбозначениеРазмерность.

РасчетФормула или обоснование12 345.

Потери тепла с уходящими газамиq2%5.25Сумма тепловых потерь∑q%8.1q2+q5 +q4+q3+q6Коэффициент полезного действия теплогенераторазтг%91.9100 — ∑qРасчетный расход топливаBрм3/ч430Теплота, вносимая воздухом в топкуQвк.

Дж/м3373.

9Количество теплоты, воспринятое излучением из топкик.

Дж/м319 322.

54Невязка теплового баланса∆QкДж/м3183.

8Относительная невязка баланса%0.49Расчет расхода топлива.

Количество условного топлива, необходимого котельной для выработки заданного количества тепла:

Вот=Qобщxkxbот/1000 тут, гдеk= 1,0;Qообщ- расчетная тепловая нагрузка, Гкал/год;bот = 161,4 — норма расхода условного топлива на 1 Гкал отпущенного тепла, кг усл.

топл./ Гкал;

Э =1,37 — средний калорийный эквивалент для перевода 1 т натурального топлива в условное. Результаты расчета для топочного мазута приведены в таблице 3.

10.Таблица 3.10 — Расчет для топочного мазутаQобщ, Гкал/годkbот, кгут/Гкал.

Вот, т усл.

топл.

ЭВ, тонн21 794,41,0161,43 517,61,372 567,6Расчетная норма расхода топочного мазута по котельной2 567,6 тонн/год.Производим расчет потребности в дизельном топливе для растопки котельной по формуле:

Вот=Qобщxkxbот/1000 тусл.

топл., гдеbот = 156,1 норма расхода условного топлива на 1 Гкал отпущенного тепла, кг усл.

топл./ Гкал;

Э=1,45 — средний калорийный эквивалент для перевода 1 т натурального топлива в условное. Результаты расчета для дизельного топлива приведены в таблице 3.

11.Таблица 3.11 — Расчет для дизельного топливаQобщ, Гкал/годkbот, кгут/Гкал.

Вот, т усл.

топл.

ЭВ, тонн47,21,0156,17,41,455,0Расчетная норма расхода дизельного топлива на растопку котельной5,0 тонн/год.Расчет расхода воды.

Количество воды, необходимое для наполнения и подпитки тепловых сетей и присоединенной к ним системе отопления зданий.

Общая теплопроизводительность котельной Q = 13,2 Гкал/ч.Климатические условия:

продолжительность отопительного сезона 255дней;

расчетная наружная температура для систем отопления tн = -28°С;cредняя за отопительный сезон температура наружного воздухаtв = -3,5°С.Удельный объем воды на разовое наполнение систем отопления (радиаторы высотой 500мм) при перепаде температур 95/70°С — 19,5 м3/(Гкал/ч)%.Расчетная тепловая нагрузка на отопление потребителейQот = 6,1404.

Гкал/ч.Gсист =19,5×6,1404 =119,7 м³. Таблица 3.12 — Объем воды на наполнение наружных тепловых сетейdVdiLdiVтс21 932,351,13 636,715917,662,18 838,613312,270,7088,71 087,851,6212,7895,150,3962,0763,740,2440,9571,961,543,0481,320,10,17,9102,9Общий объем воды на разовое наполнение местных систем отопления и наружных тепловых сетей: V = 119,7 + 102,9 = 222,6 м³. Количество подпиточной воды в соответствии с нормой подпитки, соответствующей 0,25% объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединяемых систем отопления и годовым количеством часов работы котельной:

255дн x 24ч = 6120 ч. Gпод = 222,6×0,25% x 6120 = 3 405,8 м³. Общий расход воды на наполнение и подпитку тепловых сетей и присоединенной к ним системе отопления зданий: G = 222,6 +3 405,8 = 3 628,4 м3/год.Расход воды на продувку котлов.

Расход воды на продувку котлов определяем по формуле:

Д = (КпрxQк)/(Iкв-Iпв) x 10−6 м3/час, где: Кпр=0,13-коэффициент, учитывающий расход теплоты на продувку;Qк-теплопроизводительность котлов, Гкал/час;Iкв-энтальпия котловой воды, ккал/кг; Iпв-энтальпия питательной воды, ккал/год.Продувка котлов осуществляется 4 раза в смену через каждые четыре часа:

Д = (0,13×13,2)/(193,6 — 99,19) x 10−6= 18,2 м3/час, Д = 18,2×1,5чx 255дн = 6 961,5 м3/год.Расход воды на собственные нужды химводоочисткии на выпар деаэратора.

Химводоочисткаоборудовананатрий-катионовыми фильтрами D=1000 mm: два фильтра I ступени и два фильтра II ступени. Регенерация фильтров производится четыре раза в месяц без использования отмывочных вод при взрыхлении фильтров. Производительность деаэратора 25 м3/час. Продолжительность работы водоподготовки 258 дней. V = Vхво + Vвып = ∑Vфi x n x m + 0,004 x Gд x Zдм3Расход воды на: взрыхляющую продувку — 2,1 м³;регенерацию фильтров I ступени — 9,3 м³;регенерацию фильтров II ступени — 10,3 м³. Расход воды на химводоочистку: GхвоI = (2,1 + 9,3) x 2×2ч x 9мес = 410,4 м³;GхвоII = (2,1 + 10,3) x 2×2ч x 9мес = 446,4 м³. Расход воды с выпаром: Gвып = 0,004×25×255дн x 24ч = 612 м³. Общий расход воды на собственные нужды химводоочистки и на выпар деаэратора: G = 410,4 + 446,4 + 612 = 1099,8 м3/год.Расход воды на бытовые нужды котельнойVбыт = [ axNqxKq + АxМ ]xZ м3, где:a — норма расхода воды на одну душевую сетку, м3/сут;Nq — количество душевых сеток;Kq — коэффициент использования душевых;A — норма расхода воды на 1 чел. в смену, м3/чел.

сут.;M — численность работающих в сутки, чел;Z — продолжительность планируемого периода, сут. Vбыт = [ 0,5x1x1,0 + 0,045x (9+4)] x350дн = 379,8 м³. Общий расход воды на бытовые нужды котельной: V = 379,8 м3/год.Общий расход воды по котельной: G = 3 628,4 + 6 961,5 + 1 099,8 + 379,8 = 12 069,5 м3/год.Водоотведение.

Общий расход воды на наполнение и подпитку тепловых сетей и присоединенной к ним системе отопления зданий — 222,6 м³ (слив теплоносителя из тепловых сетей и присоединенных к ним систем отопления зданий раз в год в конце отопительного сезона).Расход воды на продувку котлов — 6 961,5 м3/год.

Расход воды на бытовые нужды котельной — 379,8 м3/год222,6 + 6 961,5 + 239,8 = 7 423,9 м3/год.Расчет расхода электроэнергии.

Определение нормы расхода электроэнергии.

Рассчитываем норму расхода электроэнергии. Результаты расчета приведены в таблице 3.

13.Таблица 3.13 — Расчет нормы расхода электроэнергии.

Установленное оборудование.

Количество, шт. Мощность электродвигателя, N, кВтКоэффициент спроса, КсРасчетная мощность, NxКсПродолжительность работы, час.

Расход электроэнергии, кВт. чобщеепостоянно в работе.

Котельная дымосос21 300,9528,56 120 174 420вентилятор21 300,9528,56 120 174 420насос питательной воды31 550,844,6 120 269 280насос сетевой41 750,860,6 120 367 200насос подпиточный2130,82,4 612 014 688Химводоподготовка дозирующий насос (раствора соли).

2130,82,443 103дозирующий насос (раствора фосфата).

112,51,84,543 194.

Мазутное хозяйство циркуляционный топливный насос315,50,84,4 612 026 928насос перекачки мазута (при слива топлива с цистерны).

11 100,88,1 721 376Освещение внутренне в зимний период 8,018,612 048 960внутреннее в летний период 5,615,67 364 122наружное освещение 3,513,5 494 917 322Для собственных нужд 1,711,710 321 754Всего по котельной:

232,8 1 100 766Расчет дымовой трубы.

Загрязнение воздушной среды теплогенерирующими установками связано с выбросами в дымовую трубу мелкодисперсной золы, токсичных газов, таких как: NO, NO2, SO2, CO, бензапирена и др. Количество образующихся вредных газов зависит от вида топлива и его состава, организации процесса горения в топочных устройствах, температуры горения и многих других факторов. Основным показателем, характеризующим загрязнение воздушной среды, является выброс вредных веществ в единицу времени и концентрация вредных веществ в приземном слое воздуха. Продукты сгорания оказывают определяющее влияние на энергетические и экологические показатели различных теплотехнических установок. Однако помимо этих продуктов при сгорании образуется и ряд других веществ, которые вследствие их малого количества не учитываются в энергетических расчетах, но определяют экологические показатели топок, печей, тепловых двигателей и других устройств современной теплотехники. В первую очередь к числу экологически вредных продуктов сгорания следует отнести так называемые токсичные газы. Токсичными называют вещества, оказывающие негативные воздействия на организм человека и окружающую среду. Основными токсичными веществами являются оксиды азота (NОх) и оксид углерода (СО).Всего существует 5 типов оксидов азота. Все они физиологически активны и относятся к 3 классу опасности.

При сгорании топлив главным образом образуется оксид азота NO, который затем в атмосфере при обычной температуре окисляется до NO2. Образование NO увеличивается с ростом температурыгазов и концентрациикислорода и не зависит от углеводородного состава топлива. NO — сильный яд, оказывающий влияние на ЦНС, вызывает поражение крови за счет связывания гемоглобина. Находящийся в атмосфере NO2 представляет собой газ красновато-бурого цвета, обладающий в больших концентрациях удушливым запахом. NO 2 оказывает негативное воздействие на слизистые оболочки глаз, раздражает дыхательные пути, при высокой концентрации вызывает отёк лёгких. Оксид углерода (СО) образуется во время сгорания при недостатке кислорода или при диссоциации СO2. Основное влияние на образование СО оказывает состав смеси: чем она богаче, тем выше концентрация.

СО.Выбор высоты дымовой трубы из условий естественной тяги.

Для котельной проектируется обычно одна, общая для всех установленных котлов, дымовая труба. Дымовые трубы сооружаются по типовым проектам из кирпича или железобетона. Применение металлических дымовых труб диаметром больше 1 м допускается только при технико-экономической целесообразности такого решения. Высоту дымовой трубы, необходимую для создания нормативной естественной тяги, определяют из условий равенства силы тяги и суммы сопротивлений, возникающих при движении газов по газоходам котлоагрегата и в дымовой трубе, кгс/м2.Необходимая сила естественной тяги дымовой трубы, кгс/м2,где.

Н — высота дымовой трубы, м;- плотности воздуха и газа при нормальных условиях, кг/м3; - температура воздуха и средняя температура дымовых газов, °С;- минимальное барометрическое давление данного района, ммрт.

ст.Из данного выражения, при известной величине естественной тяги S, определяется высота дымовой трубы Н. Окончательно высота дымовой трубы выбирается из следующего ряда высот: 30, 45, 60, 75, 90, 120, 150, 180 м. Выбор высоты дымовой трубы из условий рассеивания вредных примесей.

В современных производственных и отопительных котельных дымовая труба служит не для создания тяги, а для отвода продуктов сгорания на определенную высоту, при которой обеспечивается рассеивание вредностей до допустимых санитарными нормами концентраций в зоне нахождения людей. Поэтому высота дымовой трубы выбирается исходя из этого требования. Определение минимальной высоты дымовой трубы производится в следующей последовательности:

1. Определяется выброс золы (г/с), где- расчетный часовой расход топлива всеми котлами, работающими на дымовую трубу, т/ч;- КПД золоуловителя, % (принимается в зависимости от его типа из табл. 3.1);- потеря теплоты от механической неполноты горения, % .Таблица 3.14 — КПД золоулавливающих устройств (по СНиП II-35−76)Золоулавливающие устройства.

КПД золоуловителя, %при слоевом сжигании топливапри камерномсжигании топлива.

Блоки циклонов85−9070−80Батарейные циклоны85−9280−85Батарейные циклоны с рециркуляцией93−9585−90Мокрые золоуловители с низконапорными трубами Вентури-93−95Электрофильтры-96−992. Определяется выброс S02 (г/с):где- содержание серы в рабочей массе топлива, %;- молекулярная масса S02 и S, их отношение равно 2.

3. Определяется выброс оксидов азота, рассчитываемый по N02 (г/с)где- безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива и способа шлакозолоудаления на выход оксидов азота, принимается по табл. 3.15; - коэффициент, учитывающий конструкцию горелок, принимается для вихревых горелок, для прямоточных горелок ;- степень рециркуляции продуктов сгорания или сушильного агента в процентах расхода дутьевого воздуха, при отсутствии рециркуляции ;- коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих продуктов сгорания в зависимости от условий подачи их в топку, принимается по табл. 3.16;- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 тонну сожженного условного топлива, кг/т, определяется в зависимости от номинальной и действительной паропроизводительности котла по формулам:

для котлов паропроизводительностью более 70 т/ч при сжигании газа и мазута во всем диапазоне нагрузок, а также для кот лов, сжигающих твердое топливо при нагрузках выше 75% номинальной и температуре факела больше 1500 °C, Для котлов паропроизводительностью менее 70 т/ч.Для водогрейных котловгде-номинальная и действительная паропроизводительность котла, т/ч; - номинальная и действительная тепло-производительность котла, Гкал/ч.При сжигании твердого топлива с нагрузками котла менее 75% номинальной в вышеуказанные формулы вместо D и Q подставляются 0,75D и 0,75Q. При сжигании твердого топлива с температурой факела ниже 1500 °C во всем диапазоне нагрузок вместо D и Q подставляются Рн и Qн. Таблица 3.15 — Коэффициент Топливо.

Содержание азота Nт, %Природный газ-0,85Мазут при коэффициенте избытка воздуха в топочной камере:

1,050,3−0,60,81,050,3−0,60,7Твердое топливо:

Угли ангренский Б2, березовский Б2, назаровский Б2, ирша-бородинский, харанорский Б1, донецкий АШ, башкирский Б1, канско-ачинский, горючие сланцы1,00,55−0,8угли веселовский, богословский черемховский, сучанский, анадырский, донецкий Т, ПАШ, карагандинский ПрП, подмосковный Б2, львовско-волынский Г, егоршинский ПА, райчинский1−1,40,7−1,0угли донецкий Д, Г, ГСШ, ПрПр, экибастузский СС, печорский Ж, кузнецкий ГРОК, южно-сахалинский1,4−21,0−1,4угли кузнецкий Д, Г, 2СС, 1СС, интинский Д, печорский, томьусинский, фрезерный торф2,01,4−2,0Таблица 3.16 — Коэффициент при рециркуляции Способ ввода в топку газов рециркуляциив под топки (при расположении горелок на вертикальных экранах).

0,002При сжигании газа и мазута и вводе:

через шлицы под горелками0,015по наружному каналу горелок0,020 В воздушном дутье 0,025 В рассечку двух воздушных потоков 0,030При сжигании твердого топлива (tф > 1400 °С) и вводе: в первичную аэросмесь0,010во вторичный воздух0,0054.

Определяется диаметр устья дымовой трубы (м)где- объемный расход продуктов сгорания через трубу при температуре их в выходном сечении, м3/с (охлаждение продуктов сгорания в дымовой трубе не учитывается); - скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы (принимается 20÷30 м/спри искусственной тяге и высоте дымовой трубы до 100 м).

5. Определяется предварительная минимальная высота дымовой трубы (м)где — коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности, составляет:

для Севера и Северо-Запада Европейской части России, 160;- предельные допустимые концентрации S02 и N02, принимаются по табл. 3.17;- число дымовых труб одинаковой высоты, устанавливаемых в котельной;- разность температуры выбрасываемых газов и средней температуры воздуха, под которой понимается средняя температура самого жаркого месяца в полдень, °С.Таблица 3.4 — ПДК вредных веществ в атмосфере населенных пунктов.

Загрязняющее вещество.

Предельная допустимая концентрация, мг/м3Максимально-разовая.

Средне-суточная.

Пыль нетоксичная0,50,015Сернистый ангидрид0,50,05Оксид углерода3,01,0Диоксид азота0,0850,085Сажа0,150,05Сероводород0,0080,008Бензопирен-0,1 мкг/100м3Пентоксид ванадия-0,002Фтористые соединения (по фтору).

0,020,005Хлор0,10,036. Определяются коэффициенты и :

7. Определяется коэффициент m в зависимости от параметра 8. Определяется безразмерный коэффициент m в зависимости от параметра при ;при при 9. Определяется минимальная высота дымовой трубы во втором приближении10. Если разница между и больше 5%, то выполняется второй уточняющей расчет11. При рассчитанной высоте дымовой трубы определяется максимальная приземная концентрация каждого из вредных веществ (золы SO2, NO2) где- безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания золы в атмосферном воздухе, принимается равным 2 (КПД золоуловителя не менее 90%) и равным 2,5 (КПД золоуловителя от 75 до 90%).

12. Проверяется условие, при котором безразмерная суммарная концентрация не должна превышать 1, т. е. Если указанное условие не соблюдается, следует увеличить высоту дымовой трубы, при которой безразмерная концентрация будет меньше или равна 1. В соответствии со СНиП II-35−76 следует выбрать дымовую трубу из кирпича или железобетона из следующего ряда диаметров выходного отверстия: 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,4; 3,0; 3,6; 4,2; 4,8; 5,4; 6,0; 6,6; 7,2; 7,8; 8,4; 9,0; 9,6 м. Высота дымовых труб должна приниматься 30, 45, 60, 75, 90, 120, 150 и 180 м. Минимальный диаметр выходных отверстий кирпичных труб 1,2 м, монолитных железобетонных — 3,6 м. Для исключения инфильтрации продуктов сгорания топливав конструкции кирпичных и железобетонных труб не допускается наличие положительного статического давлениядымовых газов на стенки газоотводящего ствола. Для этого определяющий критерий рассчитывается по формуле:

где- коэффициент сопротивления трению; - постоянная конусность внутренней поверхности верхнего участка трубы; - плотность атмосферного воздуха при расчетном режиме, кг/м3; - динамический напор, создаваемый продуктами сгорания в выходном отверстии трубы, Па; - плотность продуктов сгорания при расчетном режиме, кг/м3.Поверочный расчет должен производиться для зимнего и летнего расчетных режимов работы котельной. При этом. Если в результате расчета, следует увеличить диаметр трубы или применить трубу с внутренним газонепроницаемым стволом. Подводящие газоходы в месте примыкания к дымовой трубе следует выполнять прямоугольного сечения.Экономика.

Расчет срока окупаемости перевода котла на сжигание природного газа.

Определение укрупненных капиталовложений:

Стоимость оборудования определяется по каталогам заводов изготовителей или на основании коммерческих предложений;

Стоимость строительно-монтажных работ составляет от 25 до 30% от стоимости оборудования;

Стоимость проектных работ принимается в размере до 10% от стоимости строительно-монтажных работ;

Стоимость пуско-наладочных работ обычно составляет от 3 до 5% от стоимости оборудования. Стоимость капитальныхвложения определяется по формуле:

Кпг= Соб + 0,1 xСсмр+(0,25 — 0,3) xСоб+ (0,03 — 0,05) xСоб, тыс.

руб.Определение срока окупаемости реконструкции за счет экономии топлива определяется следующим образом:

Срок= Кпг/(ΔВ xСтопл), лет, где.

Кпг- капиталовложения в мероприятие, тыс. руб.;ΔВ — экономия топлива от внедрения мероприятия, т у.т.;Стопл- стоимость 1 т у.т. (тыс.

руб.), уточняется на момент составления расчета. Находим срок окупаемости реконструкции за счет разности в стоимости используемого топлива. Определение количества сжигаемого топлива: Bм= QчxТгxbтэф/(Kмx 103), тгдеQч- среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;Тг- число часов работы в год, часов;bтэф- удельный расход топлива при работе на мазуте на производство тепловой энергии, кгу.

т./Гкал;Kм- топливный эквивалент мазута (печного бытового топлива — ПБТ) для перевода в натуральное топливо = 1,37 (1,45).Определение количества сжигаемого природного газа: Bг= QчxТгxbтэпг/(Kпгx 103), тгдеQч- среднечасовая нагрузка котельной, Гкал/час;Тг- число часов работы в год, часов;bтэпг- удельный расход топлива при работе на природном газе на производство тепловой энергии, кгу.

т./Гкал;Kпг- топливный эквивалент природного газа для перевода в натуральное топливо = 1,15.Находим разность в стоимости используемого топлива:ΔСтопл= Вмx См- ВпгxСпг, тыс. руб.;где.

См- стоимость тонны мазута, тыс. руб./тонну;

Спг- стоимость тысячи метров кубических природного газа, тыс. руб./тыс. м3. Находим срок окупаемости реконструции за счет разности стоимости используемого топлива:

Срок= Кпг/ΔСтопл, лет, где.

Кпг- капиталовложения в реконструкцию, тыс. руб.;ΔСтопл- разность в стоимости используемого топлива, тыс. руб. Охрана труда.

В настоящее времяодним самым энергоэффективных видов углеводородного топлива считается природный газ. В Российской Федерациипостоянно расширяется сфера его использования, чемуспособствуют плановое строительство сети внутренних газопроводов. К газовым магистралям, подключаютсяжилые дома и административные центры, промышленные комплексы и многие другие предприятия. Современные, экологичные, эффективные — газовые котельные исключают тяжёлый физический труд, требуя лишь соответствующей подготовки персонала и строгого соблюдения правил безопасности. К обслуживанию котельной, использующей в качестве топлива природный газ, допускается оператор, прошедший курс подготовки в специализированном учебном центре, имеющий соответствующие разрешения на работу с газовым оборудованием. Программа подготовки таких кадров должна включать не только изучение котельных установок и вспомогательных агрегатов, но и требования по охране труда оператора газовой котельной. Работать с газовым оборудованием имеют права лица, достигшие 18-летнего возраста, а также не имеющие противопоказаний по состоянию здоровья. Администрация предприятия обязана разработать инструкцию по охране труда, назначитьприказом лиц, ответственные за соблюдение требований по охране труда. Инструкция по охране труда оператора газовой котельной разрабатывается на основе типовых инструкций с учётом специфики данного предприятия и должна включать в себя следующие основные разделы:

Вводная часть, состоящая из перечисления требований к знанию инструкций и документов, правилах оказания доврачебной помощи. Общийраздел, включающий требования безопасности в газовом хозяйстве и определяющий общие требования по охране труда на предприятии. Правила безопасности, которые необходимо выполнять перед началом работы. Они регламентируют действия оператора, приступающего к выполнению своих обязанностей. Правила безопасности, которые необходимо выполнять во время работы. Они включают в себя подробное описание безопасных действий оператора. Правила безопасности, которые необходимо выполнять по окончании работ. Специальный раздел, включающий с себя описаниеправил безопасных действий в аварийных ситуациях. БЖЧСБезопасность жизнедеятельности (БЖД) — наука о комфортном и безопасном взаимодействии человека с техносферой, представляет собой область научных знаний, изучающая опасности угрожающие человеку и разрабатывающие способы защиты от них в любых условиях обитания человека. Задачи БЖД: идентификация опасности распознание и количественная оценка негативных воздействий среды обитания;

предупреждение воздействия тех или иных негативных факторов на человека;

защита от опасности;

ликвидация отрицательных последствий воздействия опасных и вредных факторов;

создание нормального, то есть комфортного состояния среды обитания человека. Предмет исследованиябезопасности жизнедеятельности — опасности и их совокупность, а такжесредства и системы защитыот опасностей. Причины возникновения дисциплины БЖД в России:

высокая смертность (особенно среди мужчин репродуктивного возраста);низкие показатели средней продолжительности жизни (характеры для мужской части населения);ежегодное снижение средней общей численности населения. Профилактика негативных факторов:

Личное безопасное поведение:

выбор места жительства;

соблюдение правил и норм охраны труда;

соблюдение здорового образа жизни. Коллективные меры безопасности деятельности:

безопасные условия деятельности;

защита населения от техногенных и естественных катастроф;

разработка законодательной базы в области здравоохранения;

Обеспечение качественного состояния среды обитания:

рациональное использование ресурсов и отходов;

соблюдение норм безопасности и экологичности. Безопасность жизнедеятельности — наука о комфортном взаимодействии человека стехносферой. Список использованной литературы.

Бармин И.В., Кунис И. Д. Сжиженный природный газ вчера, сегодня, завтра. МГТУ им. Баумана, М., 2009 г. — 256 с. Имшенецкий В. В., Орлов Ю. Н. — «Технология СПГ — перспективный вариант освоения ресурсов газа п-ва Ямал» (Москва, 2005) Kлименко A. П., Cжиженные углеводородные газы, 3 изд., M., 1974 г, — 367 с. Киселев И. Г., Кудрин М. Ю., Заломин В. Г. Использование сжиженного природного газа и энергетике и на транспорте/ учеб.

пособ. / СПб., ПГУПС. 2014 г. — 75с. Энциклопедия газовой промышленности (под ред. д.т.н., проф. Басниева К.С.). Акционерное общество «Твант», М.,, 1994 г. — 900 с.