Модернизация паровой котельной с установкой паровой турбины в г. Междуреченске

Таким образом, при фильтровании воды происходит перевод кальциевых и магниевых соединений в легкорастворимые натриевые соединения, неспособные образовывать накипь при нагревании воды.

Истощение катионита происходит постепенно: сначала срабатывается верхний слой катионита, затем последующие слои. Когда процесс обмена катионами перейдет в нижние слои катионита фильтр, начнет выдавать воду с повышенной жесткостью.

При достижении жесткости 1,6 мг-экв/дм3 в воде после фильтра, его отключают.

Для восстановления обменной способности катионита его подвергают регенерации. Регенерацию производят раствором поваренной соли (NaCl). При этом создают относительно большую концентрацию ионов натрия в регенерационном растворе, вследствие чего они вытесняют из катионита ранее поглощенные ионы Са2+ и Mg2+.

При регенерации катионита происходят следующие реакции:

СаК2+2NaCl (2NaК+CаCl2;

MgК2+2NаCl (2NаК+MgCl2.

Применение поваренной соли для регенерации катионита связано с тем, что это дешевый и доступный реагент.

Кроме того, соли CaCl2 и MgCl2, получаемые при регенерации, хорошо растворимы в воде и легко удаляются из слоя катионита с регенерационным раствором и отмывочной водой.

На второй ступени обработки воды совмещены процессы катионирования и анионирования. Фильтр загружен катионитом в Nаформе и анионитом в Clформе. Катионит является второй ступенью умягчения (обработки) воды. В его слое происходит замещение катионов Ca2+ и Mg2+, оставшихся в воде после 1-ой ступени обработки воды на катионы Na+.

В слое анионита происходит обмен анионов НСО3-, SO4-, NО3- на анионы Cl-, при этом значительно снижается щелочность обрабатываемой воды.

При фильтрации воды через натрий-хлор-ионитный фильтр происходят следующие реакции:

в слое катионита:

Са (НСО3)2+2NaК (СаК2+2NаНСО3;

Mg (НСО3)2+2NaK (MgК2+2NaНСО3;

в слое анионита:

NaНСО3+ACl=NaCl+АНСО3;

Na2SO4+2 ACl=2NaCl+ А2SO4;

где, А — условное обозначение иона анионита.

В отличие от работы катионита, у которого после «проскока» катионов жесткости происходит быстрое увеличение последней, хлор-анионит большую часть рабочего цикла работает с «проскоком» ионов НСО3- в фильтрат. В начале цикла щелочность минимальная, а по мере истощения анионита, щелочность обрабатываемой воды после фильтра увеличивается.

При щелочности 1,6 мг-экв/дм3 фильтр отключают на регенерацию, которую производят раствором поваренной соли (NaCl).

При регенерации фильтрующего слоя происходят следующие реакции:

в слое катионита:

СаK2+2NaCl (СаCl2+2NаK;

MgK2+2NaCl (MgCl2+2NaK;

в слое анионита:

AНСО3+NaCl=ACl+NaНСО3;

A2SO4+2NaCl=2ACl+Na2SO4.

Расход соли на регенерацию катионита в фильтре второй ступени обработки воды не рассчитывают, так как количество соли, принятое по расчету на регенерацию хлор-анионита в десятки раз превышает количество соли, необходимое для регенерации катионита (катион Na+ регенерирует катионит, а анион Cl- - анионит).

Взрыхление натрий-катионитных фильтров осуществляют исходной водой, забираемой из трубопровода исходной (сырой) воды, после насосов исходной воды.

Взрыхление натрий-хлор-ионитных фильтров осуществляют умягченной водой, забираемой из трубопровода умягченной воды.

Отмывку фильтрующего материала от соли и продуктов регенерации на натрий-катионитных фильтрах производят исходной водой; на натрий-хлор-ионитных фильтрах — умягченной.

На ВПУ предусмотрено «мокрое» хранение поваренной соли (NaCl). Концентрированный раствор соли хранят в железобетонном резервуаре, разделенном на три ячейки. Две крайние ячейки предназначены для «мокрого» хранения соли; средняя — «чистая» для концентрированного раствора соли. Концентрированный раствор соли насосом раствора соли подают через механический осветлительный фильтр в бак-мерник раствора соли.

Деаэрация воды Заключительной стадией технологической подготовки питательной воды для паровых котлов и подпиточной воды для тепловой сети является удаление растворенных в воде агрессивных газов (кислорода O2 и углекислого газа CO2), вызывающих коррозию металла.

Удаление всех растворенных в воде газов лучше происходит при термической деаэрации. Задачей термической деаэрации воды является глубокое удаление из нее коррозионно-активных газов, находящихся как в растворенном состоянии (О2, СО2), так и образующихся при термическом разложении бикарбонатов и карбонатов:

2NaHCO3 → Na3CO3 + H2O + CO2↑,.

NaCO3 + H2O → 2NaOH + CO2↑.

Термическая деаэрация представляет собой сочетание процессов теплообмена (нагревание деаэрируемой воды до температуры кипения) и массообмена (удаление коррозионно-активных и инертных газов из деаэрируемой воды в паровую среду и затем в атмосферу).

При температуре 102÷105°С в деаэраторах из поступившей воды и конденсата удаляются растворенный кислород и свободная углекислота. При нагревании воды до температуры кипения, при заданном избыточном давлении в деаэраторе, парциальное давление удаляемого газа над водой снижается до нуля, растворимость его в воде согласно закону Генри также снижается до нуля.

Вследствие нарушения равновесия в системе и наличия положительной разницы между равновесным парциальным давлением удаляемого газа в воде и в паровой среде над водой, происходит выделение растворенных газов из деаэрируемой воды.

Процесс выделения растворенных газов из воды при нагревании называется физической десорбцией.

Водно-химический режим работы паровых котлов Питательной водой (ПВ) паровых котлов является вода после деаэратора ДСА-75/35. Составляющими питательной воды являются конденсат от ПУВ и химочищенная вода от ВПУ. Выбор ВХР работы паровых котлов произведен с учетом давления, паропроизводительности, теплонапряжения парогенерирующей поверхности нагрева, вида топлива, требований к качеству пара.

На котлах поддерживают щелочно-солевой режим (табл. 6.2). Установленные нормы качества питательной и котловой воды, пара должны обеспечивать безаварийную работу котлов в период между капитальными ремонтами. Водно-химический режим работы паровых котлов и химический контроль над ним осуществляют согласно режимной карте котлов.

Таблица 6.1.

Нормы качества воды по ступеням обработки Анализируемая среда Показатели качества Жесткость общая, мг-экв/дм3 Щелочность общая, мг-экв/дм3 Содержание железа, мг/дм3 Карбонатный индекс, мг-экв/дм3 Умягченная вода на выходе из натрий-катионитного фильтра ≤1,6 Умягченная вода, поступающая в деаэратор ДСА-300/75 ≤1,0 ≤0,3 ≤0,8 Умягченная вода на входе в натрий-хлор-ионитный фильтр ≤0,4 Химочищенная вода на выходе из натрий-хлор-ионитного фильтра ≤0,015 ≤2,5.

СИСТЕМА ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЯ КОТЕЛЬНОЙ Каменный уголь Основным топливом является каменный уголь Кузбасского бассейна с теплотой сгорания 27 МДж/кг (6 450 ккал/кг).

Каменный уголь от мест добычи до котельной доставляется железнодорожным транспортом. Запас топлива хранят на территории котельной на специально сооруженных для этого складах, имеющих дренажи для отвода атмосферных и грунтовых вод. При длительном хранении топлива может происходить его самонагревание и самовозгорание. Во избежание самовозгорания сроки хранения различных категорий топлива ограничивают: бурые длиннопламенные угли — 4÷12, газовое каменные угли — 12÷36, антрациты и каменные тощие угли — 25÷36 месяцев.

При хранении топлива наблюдаются естественные потери, связанные: с транспортировкой топлива (при проектировании котельной они могут быть приняты равными до 1% от поступившего на склад топлива); с распыливанием топлива и уносом его с атмосферными осадками и т. п. (величина потерь может быть принята при проектировании до 1%); с выветриванием и окислением (озолением) топлива вследствие его самовозгорания (величина потерь может быть принята при проектировании котельной установки при плохом качестве угля до 10%).

В зависимости от размеров топливных складов и от производительности котельной системы топливоподачи бывают следующие:

автопогрузчики (применяют с расходом топлива в котельных до 9 — 12,5 т/ч);

грейферные краны на гусеничном ходу (используют вместо автопогрузчика при расходе топлива 9 — 33 т/ч и более);

грейферы моторные;

скреперные установки;

вертикально-горизонтальный скиповые подъемники (типа СКИП);

конвейеры ковшовые;

транспортеры скребковые (типа ТС и УСУ);

транспортеры ленточные (типа ТЛ).

Для районов с расчетной температурой минус 20 °C и ниже установка ленточных конвейеров топливоподачи должна предусматриваться в закрытых галереях. Высота галереи в свету по вертикали принимается не менее 2,2 м. Ширина галереи выбирается исходя из устройства среднего продольного прохода между конвейерами шириной не менее 1000 мм и боковых (ремонтных) проходов вдоль конвейеров шириной не менее 700 мм. При одном конвейере в галерее проходы должны быть шириной не менее 700 мм. Допускаются местные сужения (на длине не более 1500 мм) основных проходов до 600 мм, боковых — до 350 мм, при этом в указанных местах конвейеры должны иметь ограждения. В галереях через каждые 100 м необходимо предусматривать устройство переходных мостиков через конвейеры.

Бункера для твердого топлива должны быть с гладкой внутренней поверхностью и формой, обеспечивающей спуск топлива самотеком. Угол наклона стенок приемных и пересыпных бункеров для углей следует принимать не менее 550, для торфа и замазывающихся углей — не менее 60°. Угол наклона стенок бункеров котлов, конусной части силосов, а также пересыпных рукавов и течек для угля следует принимать не менее 60°, а для торфа — не менее 65°.

Внутренние грани углов бункеров должны быть закруглены или скошены. На бункерах угля и торфа следует предусматривать устройства, предотвращающие застревания топлива. Угол наклона ленточных конвейеров для транспортирования угля принимается не более 18°, для торфа — не более 20°.

Топливоподача предусматривает установку дробилки для угля и фрезерного торфа. При работе на мелком топливе (0÷25 мм) необходимость дробилки отпадает. Емкость топливных бункеров котлов и соответствующий режим работы топливоподачи, а также целесообразность устройства общих топливных бункеров котельной определяется на основания сравнения технико-экономических показателей возможных вариантов. Запас угля в бункерах каждого котла принимается не менее чем на 3 часа его работы, запас фрезерного торфа — не менее чем на 1,5 часа.

Основные характеристики каменного угля Каменный уголь является природным ископаемым мировой важности. Данный материал представлен в виде продукта разложения остатков растений и относится к осадочной породе. Химический состав его представлен в виде смеси высокомолекулярных ароматических соединений, воды, летучих веществ, малого количества минеральных примесей.

В зависимости от пропорции тех либо иных входящих в его состав компонентов, определяется теплота сгорания каменного угля. В случае наличия конкретных соединений могут проявляться канцерогенные свойства.

Обычно цвет данного строительного материала черный, реже может быть серо-черного оттенка, в зависимости от концентрации тех либо иных веществ. Поверхность его зерен матовая, блестящая либо полуматовая.

Каменный уголь классифицируется:

штыб, с зерном до 6 мм;

семечко, с зерном 6÷13 мм;

мелкий, с зерном 13÷25 мм;

орех, с зерном 26÷50 мм;

крупный, с зерном 50÷100 мм;

плитный, с зерном более 100 мм.

Классификация промышленного типа осуществляется на результатах термического разложения, в зависимости от которых углю присваиваются разнообразные марки: газовый, жирный, коксовый и прочее.

Также у данного материала есть возраст. Так, к примеру, наиболее молодым является бурый, а самый старший это антрацит.

Со старением уголь теряет свои летучие компоненты. Главный его показатель как топлива представлен в виде удельной теплоты сгорания, которая равняется 27 МДж/кг (6 450 ккал/кг). Чем выше цифры данного показателя, тем дольше уголь поддается горению и выделяет теплоту.

Другим его свойством является плотность, которая также связана с длительностью горения. Его показатель равняется 1,3÷1,4 г/см3.

Подготовка каменного угля к сжиганию В паровых котлах каменный уголь сжигается в виде пыли, которая подается в топочную камеру воздухом и во взвешенном состоянии сгорает в ее объеме. Такой способ сжигания называется камерным или факельным.

Твердое топливо, поступающее на склад, транспортируется в железнодорожных вагонах, которые разгружаются с помощью вагоноопрокидывателей в приемный бункер. Из приемного бункера топливо поступает на ленточные транспортеры (конвейеры), с помощью которых одна часть его направляется на угольный склад, а другая — на сжигание.

Перед сжиганием топливо очищается электромагнитным сепаратором от металлического лома, а затем сортируется на вибрационном грохоте (вибрационной решетке). Мелкие (до 20 мм и менее) куски просыпаются через отверстия грохота и поступают в бункер сырого угля, а крупные, задержанные вибрационным грохотом, поступают для дробления на молотковую дробилку и также транспортируются в бункер сырого угля. Для получения окончательного продукта — угольной пыли (размер частиц 0,3÷0,5 мм) из бункера топливо направляется в углеразмольные мельницы, где одновременно подсушивается до необходимой влажности, чтобы пыль обладала хорошей текучестью. Полученная пыль транспортируется по пылепроводам потоком воздуха и вдувается в топочную камеру через горелочные устройства (горелки).

Сжигание каменного угля Подготовленный для сжигания каменный уголь поступает в топки механические ТЛЗ-2−2,7/4,0.

Характерной особенностью этих топок является комбинированный процесс горения в слое и во взвешенном состоянии. Благодаря пневмомеханическому забросу топлива крупные частицы падают и сгорают на решетке, а мелкие отсеиваются и сгорают в топочном объеме. Подача топлива осуществляется непрерывно малыми порциями на всю поверхность колосникового полотна и при медленном его движении обеспечивается нижнее зажигание по всей длине слоя. Конструкция топки позволяет автоматизировать процесс горения.

Основные характеристики топки механической ТЛЗ-2−2,7/4,0:

диапазон изменения нагрузки, %: 25÷100;

коэффициент избытка воздуха за топкой: не более 1,35÷1,5;

потери тепла от химического недожога, %: не более 0,75;

потери тепла от механического недожога, %: не более 10,0;

основной вид топлива: каменные и бурые угли;

влажность топлива ,%: до 40;

зольность топлива, %: до 35;

содержание мелочи (0÷6 мм), %: до 60;

максимальный размер куска, мм: до 40.

Рис. 7.

1. Топка механическая ТЛЗ-2−2,7/4,0.

Основные конструктивные размеры:

расстояние между осями валов L, мм: 4000;

ширина колосникового полотна В, мм: 2700;

высота Н, мм: 3015;

длина L1, мм: 5540;

масса, кг: 16 700.

Мазутное хозяйство Основные характеристики резервного топлива Резервное топливо — мазут топочный высокоcернистый марки М100 V вида, малозольный, с температурой застывания 25оC. Характеристики мазута топочного приведены в таблице 7.

1.

Таблица 7.1.

Характеристики резервного топлива.

№п/п Наименование показателя Норма по ГОСТ Фактически 1 Вязкость условная при 100оC, градусы ВУ не более 6,8 5,78 2 Зольность не более 0,05 0,028 3 Массовая доля механических примесей, % не более 1,0 0,014 4 Массовая доля воды, % не более 1,0 0,11 5 Содержание нерастворимых кислот и щелочей Отсутствие Отсутствие 6 Массовая доля серы, % не более 2,5 2,23 7 Температура вспышки в открытом тигле, оC не ниже 110 220 8 Содержание сероводорода и летучих меркаптанов Отсутствие Отсутствие 9 Температура застывания не выше 25 оC 25 оC 10 Плотность при 20 оC, кг/м3 Не нормируется 961,7 11 Плотность при 15 оC, кг/м3 Не нормируется 966,9 12 Теплота сгорания (низшая).

в пересчёте на сухое топливо кДж/кг не мене 39 900 40 914.

Краткая характеристика оборудования Мазутное хозяйство предназначено для приема, хранения и подготовки мазута, являющегося резервным топливом на ТС-2, к сжиганию, бесперебойному снабжению паровых и водогрейных котлов подогретым и профильтрованным мазутом в количестве, требуемом соответствующей нагрузкой тепловой станции, с необходимыми давлением и температурой.

Для выполнения указанных задач в мазутном хозяйстве имеется следующее оборудование и сооружения:

приемно-сливное устройство;

склад мазута с двумя наземными металлическими мазутными резервуарами емкостью по 2000 м³ каждый;

мазутонасосная станция;

мазутопроводы и паропровод от мазутонасосной станции до главного корпуса тепловой станции № 2.

Указанные выше устройства обеспечивают работу следующих технологических схем мазутного хозяйства:

основной контур циркуляции мазута с его подогревом от 60 до 1200С со схемой: мазутный резервуар — насосы подачи мазута в котельный цех — подогреватели мазута — котельный цех ТС-2 — мазутный резервуар;

контур рециркуляционного подогрева мазута в мазутных резервуарах со схемой: мазутный резервуар — насос рециркуляции мазута — подогреватель мазута (ст. № 5) — мазутный резервуар.

Технологическая схема также предусматривает возможность (при температуре мазута в мазутном резервуаре ниже 600С) последовательного соединения контура рециркуляции мазута и основного контура для подачи мазута в котельный цех. Технологическая схема предусматривает возможность создания контура циркуляции: мазутный резервуар — насос рециркуляции — подогреватель мазута — котельный цех — мазутный резервуар.

Краткое описание оборудования Приемно-сливное устройство включает в себя следующие сооружения и оборудование:

сливную эстакаду с возможностью установки на слив мазута 8 вагонов-цистерн грузоподъемностью 60 т.;

междурельсовый подземный сливной лоток, по которому слитый из цистерн мазут самотеком поступает в приемную мазутную емкость. На дне лотка установлены паровые регистры, предназначенные для поддержания и повышения температуры сливаемого мазута;

гидрозатвор с фильтром-сеткой, предназначенный для очистки поступающего в приемную емкость мазута от крупных предметов (рукавицы, ветошь и т. п.);

подземная приемная мазутная емкость объемом 75 м³, предназначенная для сбора сливаемого из цистерн мазута и сглаживания неравномерности слива мазута.

На приемной емкости установлены:

перекачивающие погружные насосы (2 шт.) типа 12НА-9×4 с производительностью 80 м3/ч и напором 43 м вод.

ст.;

дыхательный клапан;

поплавковый уровнемер мазута;

люк-лаз с откидной крышкой.

Склад мазута состоит из двух мазутных резервуаров емкостью по 2000 м³ каждый. Резервуары оборудованы дыхательным клапаном, замерным люком, двумя смотровыми люками. В нижней части обечайки резервуара имеются два люка-лаза Ø500мм для осмотра и очистки резервуара. С северной стороны у резервуаров имеются павильоны, в которых расположены задвижки, отключающие трубопроводы, подведенные к резервуару. На резервуаре также установлены датчики предельного уровня заполнения резервуара мазутом, включающие при превышении предельного уровня световую сигнализацию.

Всасывающие мазутопроводы подачи мазута в котельный цех и мазутопроводы рециркуляции с отключающей арматурой врезаны в мазутный резервуар параллельно один над другим на двух уровнях:

первый уровень на высоте 400 мм от днища (нижний всас для насосов рециркуляции мазута);

второй уровень на высоте 2700 мм от днища (верхний всас для насосов подачи мазута в котельный цех).

В помещении мазутонасосной станции и рядом с ним размещено следующее оборудование:

1) фильтры грубой очистки (ФГО) в количестве — 5шт.:

а) тип ФМ -25−30−5;

б) пропускная способность фильтра — 30т/ч;

в) поверхность фильтрования — 0,315 м³.

2) фильтры тонкой очистки (ФТО) в количестве — 4шт.:

а) тип ФМ -25−30−40;

б) пропускная способность фильтра — 30т/ч;

в) поверхность фильтрования — 0,215 м².

3) подогреватели мазута в количестве — 5шт.:

а) тип ПМ -40−15;

б) поверхность нагрева подогревателя — 30 м²;

в) давление пара (рабочее) — 10 кгс/см2;

г) давление мазута — 25 кгс/см2;

д) производительность — 15т/ч.

4) насосы подачи мазута в котельный цех — 3шт.:

насос типа ЦНСГ 60;

производительность насоса — 50м3/ч;

напор — 198 м вод.

ст.;

частота вращения — 3000 об/мин;

мощность эл. двигателя — 55 кВт.

5) насос рециркуляции мазута № 1:

насос типа ЗКМ-6;

производительность насоса — 45м3/ч;

напор — 54 м вод.

ст.;

частота вращения — 1500 об/мин;

мощность эл. двигателя — 17 кВт.

6) насос циркуляции мазута № 2:

насос типа Ш 40−6-18/4Б;

производительность насоса — 18м3/ч;

напор — 42,5 м вод.

ст.;

частота вращения — 980 об/мин;

мощность эл. двигателя — 5,5 кВт.

7) охладитель конденсата смешивающего типа емкостью — 0,2 м³.

РАСЧЁТ ВЫБРОСОВ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ 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 температуры газов и концентрации кислорода 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. NO2 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.

Расчёты выбросов вредных веществ в атмосферу Теплота сгорания каменного угля Qнр = 27 МДж/кг (6 450 ккал/кг).

Принимаем скорость газа в устье трубы равной .

Определим расход натурального топлива при номинальной нагрузке всех котлоагрегатов.

Общий расход угля котлами равен расходу угля всеми паровыми и водогрейными котлами, работающими на номинальной нагрузке:

(8.1).

(8.2).

(8.3).

где число котлов ПТВМ-30, работающих на угле;

число колов ДКВР-25/14, работающих на угле;

кг.у.т./(кВт*ч) — удельный расход условного топлива паровыми котлами на отпускаемое тепло;

кг.у.т./(кВт*ч) — удельный расход условного топлива водогрейными котлами на отпускаемое тепло;

— единичная мощность котла ПТВМ-30;

— единичная мощность котла ПТВМ-30.

Максимальное количество выбросов дымовыми газами в атмосферу: выбросы оксидов серы отсутствуют.

Определение (в порядке оценки) суммарного максимального количества выбросов дымовыми газами в атмосферу:

(8.4) где — поправочный коэффициент, зависящий от вида топлива, способа шлакоудаления. Для угля ;

— коэффициент, учитывающий вид топлива. Для угля ;

— КПД систем котельной ТС-2 по улавливанию оксидов азота;

— параметр, учитывающий нагрузку водогрейного котлоагрегата.

(8.5) где — теплопроизводительность водогрейного котла.

(8.6) где — паропроизводительность парового котла ;

Суммарные выбросы оксидов азота Максимальное количество выбросов с дымовыми газами в атмосферу:

(8.7).

где расход натурального топлива;

— механический недожег топлива для газа;

(8.8).

— выход оксида углерода при сжигании газа, кг/т (кг/тыс.

м3);

— потери теплоты от химического недожога газаобразного топлива;

— коэффициент, учитывающий долю потери теплоты из-за химической неполноты сгорания газа, обусловленного содержанием в дымовых газах продуктов неполного сгорания оксида углерода. Для газа.

— удельный вес оксида углерода;

— теплота сгорания оксида углерода;

газа.

— количество выбросов с дымовыми газами паровых котлах;

— количество выбросов с дымовыми газами водогрейных котлов.

Общее количество выбросов с дымовыми газами в атмосферу.

Максимальное количество выбросов дымовыми газами в атмосферу:

Выбросы отсутствуют Максимальное количество выбросов золы дымовыми газами в атмосферу:

выбросы золы отсутствуют.

Определение теоретического объема воздуха, необходимого для сжигания газа:

(8.9).

(12,66 м3/кг) Определим теоретический объем продуктов сгорания:

(8.10).

(13,23 м3/кг) Определим концентрации вредных веществ в дымовых газах (в порядке оценки), выбрасываемых в атмосферу на уровне устья трубы:

(8.11).

Определение минимальной высоты дымовой трубы Современные котельные проектируются с многоствольными (трех-четырехствольными) дымовыми трубами, из расчёта каждый котлоагрегат или их пара, работают на свою дымовую трубу, в целях улучшения работоспособности котлов, повышения КПД, облегчения проведения режимно-наладочных работ. В данной работе расчёт ведётся на одну дымовую трубу к которой дымоходами присоединены все шесть котлоагрегатов котельной. В ствол трубы дымовые газы попадают под тупым углом для обеспечения плавного перехода от движения в горизонтальной плоскости к вертикальному подъёму по стволу трубы.

Минимальная высота дымовой трубы для теплогенерирующей установки определяется с учётом работы всех котлов на максимальную производительность, исходя из условия рассеивания вредных загрязняющих веществ на высоте 2 м от земли в атмосферном воздухе (т. е. применяется условие не превышения предельно допустимых концентраций вредных веществ от теплогенерирующей установки в приземном воздухе), м При выбросах окислов серы и азота минимальная высота трубы.

(8.12).

При расчете допустимой высоты дымовой трубы Н, при которой максимальная концентрация каждого вещества не должна превышать соответствующие ПДКмр, которые определяются по таблице 8.

1.

Таблица 8.1.

Предельные допустимые концентрации Вещество ПДКмр, мг/м3.

ПДКсс, мг/м3 Класс опасности Зола 0,05 0,020 2 Сажа 0,15 0,050 3 0,50 0,050 3 0,085 0,040 2 5 3 4 — 0,002 1 0,60 0,060 3.

где — фоновые концентрации компонента;

Определение параметра М:

(8.13).

где — число стволов в дымовой трубе;

— коэффициент, учитывающий район строительства (климатические условия). Для Кемерово ;;

— коэффициент, учитывающий вид загрязнений. Для ;

— коэффициенты, учитывающие скорость выхода дымовых газов из устья трубы;

t= -19 оC — средняя температура самого холодного месяца в Кемерово;

— температура газов на выходе из устья трубы.

(8.14).

— суммарный объем расхода газов из всех котлов при нормальной нагрузке всех котлов, м3/с;

— коэффициент запаса производительности парогенератора;

— коэффициент избытка воздуха;

Далее в расчетах принимаем из стандартного ряда.

Вычислим диаметр устья источника рассеивания:

(8.15).

На нашей котельной действующая дымовая труба имеет высоту Н=100 м и диаметр устья Ду=3,5 м. Это означает, что размеры существующей дымовой трубы удовлетворяют требованиям рассеивания оксидов азота.

ЭКОЛОГИЯ Производственный экологический контроль Производственный экологический контроль, в соответствии со статьей 67 Федерального Закона Российской Федерации от 10.

01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды», осуществляется в целях обеспечения выполнения в процессе хозяйственной и иной деятельности мероприятий по охране окружающей среды, рациональному использованию природных ресурсов, а также в целях соблюдения требований законодательства в области охраны окружающей среды.

Производственный экологический контроль проводится в соответствии с природоохранными нормативными документами, которыми являются:

федеральные нормативные правовые акты и стандарты в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности;

федеральные нормативные и методические документы, утвержденные или согласованные специально уполномоченными государственными органами в области охраны окружающей среды, определяющие критерии и величины предельно допустимых нормативов или лимитов воздействия на компоненты окружающей природной среды, лимитов размещения отходов, порядок и методы контроля соблюдения природоохранных норм и нормативов, ответственность за их нарушения;

отраслевые нормативные и методические документы в области охраны окружающей среды и природных ресурсов;

региональные нормативные и методические документы, утвержденные или согласованные с территориальными природоохранными органами.

Цели и задачи производственного экологического контроля Производственный экологический контроль осуществляется на территории предприятия с целью обеспечения экологической безопасности, получения достоверной информации о состоянии окружающей среды, с целью обеспечения исполнения требований законодательства и нормативов в области охраны окружающей среды.

Задачами производственного экологического контроля являются:

контроль качества выполнения природоохранных программ, планов мероприятий по охране окружающей среды, графиков контроля источников выбросов, объектов переработки, размещения отходов;

контроль соблюдения законодательства в области охраны окружающей среды на территории завода;

контроль соблюдения установленных нормативов допустимого воздействия на окружающую среду;

разработка природоохранных мероприятий с привлечением заинтересованных подразделений завода и оформление планов по охране окружающей природной среды;

контроль выполнения мероприятий по охране окружающей природной среды;

контроль выполнения требований действующего природоохранного законодательства, норм и правил, инструкций, предписаний по вопросам охраны окружающей природной среды;

периодическое проведение анализа результатов природоохранной деятельности на заводе, принятие мер к устранению выявленных нарушений;

осуществление координации и контроля природоохранной деятельности в подразделениях предприятия, приведение технической документации и технических процессов в соответствие с нормами и требованиями;

проведение анализа технологических процессов на заводе на соответствие современным природоохранным требованиям и представление соответствующих предложений руководителю предприятия;

осуществление руководства и обеспечение работой бригад при проведении инструментального контроля состояния окружающей среды на предприятии, при проведении инвентаризации источников выбросов, при систематическом и выборочном отборе и анализе проб атмосферного воздуха;

подготовка руководству предприятия предложений по снижению вредного воздействия на природу на основании данных инструментальных замеров и контроля за выбросами загрязняющих веществ в атмосферу, состояния окружающей природной среды в районе предприятия;

— иные задачи, вытекающие из необходимости обеспечения экологической безопасности на территории предприятия, определенные действующим законодательством.

Организация производственного экологического контроля Общее руководство системой производственного экологического контроля на предприятии осуществляет генеральный директор.

Организацию производственного экологического контроля на предприятии осуществляет главный инженер.

Производственный экологический контроль осуществляется как самостоятельно, так и во взаимодействии с природоохранными органами федерального и регионального уровней на условиях и в порядке, предусмотренном действующим законодательством, заключенными соглашениями, а также с привлечением заинтересованных учреждений и организаций.

ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ Охрана труда, являющаяся одним из важнейших условий организации труда, представляет собой систему законодательных актов и соответствующих им социально — экономических, технических, гигиенических и организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда. Составной частью охраны труда, кроме законодательных актов, являются техника безопасности и производственная санитария. Техника безопасности представляет собой систему организационных, технических мероприятий и средств, предотвращающих воздействие на работающих опасных производственных факторов, которые приводят к несчастным случаям на производстве. Производственная санитария представляет собой комплекс организационных, гигиенических и санитарно-технических мероприятий и средств, предотвращающих воздействие на работающих вредных производственных факторов, которые могут привести к профессиональным заболеваниям.

Организация ремонтного производства, технология ремонтных работ, порядок подготовки и вывода в ремонт, а также приемки и оценки состояния отремонтированного оборудования, зданий и сооружений должны соответствовать «Правилам организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанции и сетей», «Правилам безопасности при работе с инструментом и приспособлениями».

На предприятии должны быть оборудованы мастерские и ремонтные площадки в производственных помещениях.

Энергоустановки должны быть оснащены стационарными и передвижными подъемно-транспортными средствами, такелажными приспособлениями, инструментом и средствами механизации ремонтных работ.

Ремонтные, ремонтно-наладочные организации и подразделения должны быть укомплектованы технологической документацией, инструментом и средствами производства специальных ремонтных работ, а также запасными частями, материалами и обменным фондом арматуры, узлов и оборудования в соответствии с действующими нормами.

Вся работа по технике безопасности должна быть направлена на создание организационных мероприятий и технических средств, предназначенных для предотвращения воздействия на работающих опасных производственных факторов. Устройство, эксплуатация и ремонт оборудования должны отвечать требованиям нормативных актов по охране труда. Средства защиты, приспособления и инструменты, применяемые при обслуживании оборудования теплоэнергетических объектов, должны своевременно подвергаться осмотру и испытаниям в соответствии с действующими нормативными актами по охране труда.

Каждый работник должен знать и строго выполнять требования безопасности труда, относящиеся к обслуживаемому оборудованию и организации труда на рабочем месте. Необходимо работать в соответствие с «Правилами техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей».

Общее руководство по технике безопасности и персональная ответственность за нее возлагается на первого руководителя энергообъекта.

При обслуживании котельных установок и другого теплосилового оборудования, использовании природного газа и мазута в качестве топлива в котельных установках возможно действие на работающих следующих опасных и вредных производственных факторов:

повышенная загазованность воздуха рабочей зоны, вследствие нарушения плотности обмуровки котлов, газоходов, взрывных клапанов, что может явиться причиной отравления людей;

повышенное тепловое излучение;

повышенная температура воздуха, поверхностей котельного оборудования;

подвижные части вращающихся механизмов (насосного оборудования, вентиляторов, дымососов и др.);

повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека (электроприводы, электроустановки, электроинструмент);

повышенный уровень общей вибрации;

повышенный уровень шума в котельном цехе;

повышенная запыленность при ремонте тепловой изоляции в котельном цехе;

недостаточная освещенность рабочих зон.

Химические факторы, по характеру воздействия:

раздражающие (сернистые соединения);

токсические (сажа, окись углерода).

Психофизические:

физические перегрузки (статические);

нервно-психические перегрузки.

Все работники, занятые обслуживанием паровых и водогрейных котлов, должны обеспечиваться средствами индивидуальной защиты (СИЗ) в соответствии с утвержденными нормами по профессии, с учетом требований охраны труда:

рукавицы комбинированные;

ботинки кожаные;

очки защитные;

защитная каска.

При необходимости работники должны обеспечиваться дополнительными средствами защиты, соответствующими характеру и условиям выполняемых работ.

При нахождении в котельном цехе весь персонал должен носить защитные каски. При повышенном уровне шума необходимо применять противошумные средства: наушники противошумные ВЦНИИОТ-1; ТУ1−01−0636−80 или вкладыши «Беруши».

При недостаточном освещении рабочей зоны следует применять дополнительное местное освещение (фонари).

Курение на территории и в производственных помещениях тепловой станции разрешается только в специально разрешенных местах. Курить в помещениях котельного цеха, колодцах, проходных каналах, а также вблизи открытых люков запрещается.

В производственных помещениях должны быть установлены закрывающиеся металлические ящики с отделениями для чистого и грязного обтирочного материала. Грязный обтирочный материал из ящиков следует ежесменно убирать.

В производственных помещениях должны быть аптечки, укомплектованные перевязочным материалом и медикаментами. Аптечки должны находиться в чистоте и порядке, а запас материалов и медикаментов систематически пополняться. В аптечках должен быть список, необходимых материалов и медикаментов, а также указаний по их применению. Место нахождения аптечек определено распоряжением начальника станции — щит управления котлами.

Для мытья рук умывальники должны быть обеспечены мылом и полотенцем (электрополотенцем). В производственных помещениях вблизи рабочих мест должны быть фонтанчики с питьевой водой, соответствующей требованиям санитарных норм, а также автосатураторы с газированной водой.

В помещении котельного цеха должны быть в наличии необходимые средства пожаротушения в соответствии с утвержденными нормами (пожарные краны, стволы, пожарные рукава, огнетушители ОУ и ОПУ, ящики с песком), схемы внутрицеховых и наружных пожарных трубопроводов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящем дипломном проекте был проведен анализ работы отопительной котельной ТС-2 ГУП «УЭВ СО РАН» г. Междуреченска мощностью 187,9 МВт (в том числе водогрейными котлами 162,4 МВт и паровыми котлами 25,5 МВт), на предмет необходимости технического перевооружения и реконструкции основного оборудования.

Как известно, основное требование, предъявляемое к котельнымэто надежность, то есть бесперебойное производство электрической и тепловой энергий в соответствии со спросом потребителей и диспетчерским графиком нагрузки. По ГОСТ 13 377–67 под надежностью понимают свойство изделия (машины, системы) выполнять функции, сохраняя эксплуатационные показатели в заданных пределах на протяжении требуемого промежутка времени. Требования высокой надежности котельной особенно важны потому, что производимая теплоэнергия, в отличие от продукции других отраслей промышленности не запасается на складах, а потребляется полностью, тотчас же после ее производства. Таким образом, котельная должна надежно производить энергию в количестве, запрашиваемом в каждый данный момент потребителями с учетом потерь при передаче по сетям и собственных нужд производителя.

Надежное энергоснабжение потребителей обеспечивается наличием дополнительных агрегатов и энергоблоков, способных в случае создавшейся аварийной обстановки подхватить на себя исполнение безостановочного производственного процесса и покрыть недостающие издержки производства.

Проектируемая паротурбинная установка предназначена для покрытия собственных нужд котельной в электрической энергии и повышения надёжности работы котельной. Турбогенератор ПР 0,6/0,4−1,3/0,65/0,04 с максимальной мощностью 600 кВт в части выработки электрической энергии и 5600 кВт тепловой энергии позволяет покрыть прогнозируемые электрические нагрузки котельной.

В качестве основного вида топлива принят природный газ. В данной работе выполнен расчет тепловой схемы с определением расхода тепловой энергии по потребителям и собственные нужды, предложены решения по компоновке главного корпуса котельной, размещению оборудования, мероприятия по обеспечению безопасных условий работы персонала и эксплуатации оборудования, проведен расчет концентраций вредных веществ в дымовых выбросах (NOх = 10,0 г/с, СO = 156,1 г/с) и расчетным путём подтверждён типоразмерный ряд в выборе высоты и диаметра источника рассеивания.

Расчетным путём определён удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию: паровой котёл b = 154,7 кгут/Гкал, водогрейный котел b = 161,3 кгут/Гкал. Расход натурального топлива (природного газа) при номинальной нагрузке котлоагрегатов ДКВР-25/14 В = 2948 м3/ч (0,82 м3/с) природного газа, что подтверждается действительными расходами.

Расчет показывает, что дополнительные издержки внедряемого оборудования меньше стоимости приобретаемой электрической энергии от энергоснабжающей организации. Окупаемость проекта модернизации составляет 6,1 года.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Расчет тепловых схем ТЭС/ Г. В. Ноздренко [и др.]: учебное пособие.- Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1991. -63 с.

Ноздренко Г. В., Зыков В. В. Надежность теплооборудования ТЭС / Учебное пособие.- Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. -72 с.

Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. — М.: Энергия, 1976. -448 с.

Вукалович М. П. Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара. -М-Л.: Энергия, 1965. -400 с.

Теплотехнический справочник. 2-ое изд., перераб. Под ред. Юренева В. Н., Лебедева П. Д. Т.

1. — М.:Энергия, 1975. -744 с.

Сидельников Л.Н., Юренев В. Н. Котельные установки промышленных предприятий: учебник для вузов. — 3-е изд., перераб. — М.: Энергатомиздат, 1988. -528 с.

Технико-экономическая эффективность энергоблоков ТЭС/ В. С. Ларионов [и др.]: учебное пособие. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. -31 с.

Ларионов В.С. Технико-экономические расчеты и обоснования в электроэнергетике. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. -30 с.

Ривкин С. Л., Александров А. А. Термодинамика свойства воды и водяного пара: Справочник. — 2-е изд. перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1984. -80 с.

Стерман Л.С., Лавыгин В. М, Тишин С. Г. Тепловые и атомные электрические станции: учебник для студентов вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1995. -415 с.

Пугач Л. И. Энергетика и экология: учебное пособие. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999. — 189 с.

ПРИЛОЖЕНИЯ.

Gподп.

hДподп.

Д-2.

hПВ.

GПВ.

Д-1.

Gдр

hдр

GПУВ.

GПУВ.

Gдр

hдр

GПСВ.

GПСВ.

t1 ,.

t2 м.

DПСВ.

hП.

Gдр

hдр

Gподп.

Д-2.

GПУВ.

hПВ.

GПВ.

Д-1.

GПУВ.

t1 ,.

Gдр

hдр

GПСВ.

GПСВ.

t1 ,.

t2 м.

DП.

hП.

t2 м.