Технология работы производственной котельной

100

Содержание

Реферат

Введение

1. Технико-экономическое обоснование

2. Расчет тепловой схемы и выбор вспомогательного оборудования

3. Топливоподача

4. Водоподготовка

5. Безопасность и экологичность проекта

6. Экономический расчет

7. Электроснабжение

8. КИП и автоматика

Библиографический список

Реферат

В проекте рассматривается производственная котельная ЗАО "Металлургический холдинг" завода РММЗ города Ревды. Во второй главе представлено технико-экономическое обоснование данного дипломного проекта. В третьей главе описана тепловая схема котельной, произведен ее расчет и выбрано вспомогательное оборудование. В 4 главе произведен расчет газоснабжения. В 5 главе рассматривается водоподготовка сырой воды. В главе 6 приведены мероприятия по безопасной работе персонала в котельной. Приведен расчет дымовой трубы и сведения о влиянии работы котельной на экологию района. Расчет себестоимости электроэнергии представлен в главе 7. В электрической части (8) произведен выбор электродвигателей к насосам, вентиляторам и дымососам. В девятой главе приведено назначение и описание основных регуляторов и сигнализаций.

Введение

Действующая котельная расположена в средней части территории Ревдинского Метизно-Металлургического Завода (РММЗ, расположенного в черте города Ревды). Рабочая площадка котельной имеет отметку + 4,7 м.

Котельная производственно-отопительная. В котельной установлено два паровых котла ДЕ-25-14ГМ. Тепловая мощность котельной 32 Гкал/ч.

Котельная вырабатывает тепло, идущее на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды предприятия.

Основным видом топлива в котельной является природный газ, резервным - мазут. Проектом предусмотрено газооборудование котельной, рассчитанное на три котла.

Тепловая сеть закрытая, 2-х трубная. Прокладка сети внутри завода воздушная, за территорией завода надземная.

Источником сырой воды является городской пруд. Для подготовки воды используется метод двухступенчатого Na-катионирования предварительно умягченной воды. На подпитку теплосетей воду берут из городского водопровода. Для подготовки воды используется метод одноступенчатого Na-катионирования.

Несмотря на то, что еще в 1968 году котельная была переведена на газовое топливо, проектировалась она на твердом. В 1974 - 1975 годах была произведена реконструкция котельной, в результате чего был демонтирован котёл ДКВР-10, а на его месте установлен ДЕ-25-14 ГМ. Химводоочистка из помещения центральной котельной была перенесена в другое, отдельно стоящее здание, а на её месте был установлен третий котёл ДЕ-25-14 ГМ.

1. Технико-экономические обоснование

Существующее положение.

Производственная площадка метизного производства ЗАО «НСММЗ» имеет следующие теплоэнергетические мощности:

Центральная котельная.

- два паровых котла ДЕ-25-14ГМ производительностью 16 Гкал/час каждый.

2.Внутренние энергоресурсы:

2.1. Мартеновский цех:

- два котла - утилизатора КУ-60-у производительностью 4,5 Гкал/час каждый;

- две установки СИО производительностью 3,2 Гкал/час каждая.

2.2. Прокатный цех:

- две установки СИО производительностью 2,5 Гкал/час каждая.

Максимально возможная суммарная выработка тепла по заводу - 52,2 Гкал/час.

В 2003 году к отопительному сезону были переведены на автономные источники теплоснабжения (миникотельные, ТГГ) следующие объекты предприятия:

Перечень объектов, переведённых на автономное теплоснабжение приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Остальные объекты ЗАО «НСММЗ» остаются абонентами централизованного теплоснабжения.

В связи с расширением теплоэнергетическое хозяйство предприятия претерпевает следующие изменения:

1. Строительство новых производственных объектов - ввод новых теп-ловых нагрузок. В таблице 2.2 приведён перечень абонентов, привязанных к центральной котельной, новых производственных объектов и их нагрузок.

Таблица 2.2

2. Ликвидация мартеновского и прокатного цехов ведёт к закрытию тепловых мощностей:

2.1. Мартеновский цех.

- два котла - утилизатора КУ-60-у общей производительностью 9 Гкал/час;

- две установки СИО общей производительностью 6,4 Гкал/час.

2.2. Прокатный цех.

- две установки СИО общей производительностью 5 Гкал/час.

Суммарная производительность 20,4 Гкал/час.

В результате максимально возможная выработка тепла центральной котельной после ликвидации мартеновского и прокатного цехов будет

52,2 - 20,4 = 31,8 Гкал/час.

Баланс выработки и отпуска тепловой энергии центральной котельной приведен в таблице 2.3:

Таблица 2.3

Таким образом, на предприятии складывается отрицательный баланс тепловой энергии (с дефицитом тепловой энергии -8,142Гкал/час).

Существуют два пути дальнейшего развития теплоэнергетического хозяйства предприятия:

Централизованное теплоснабжение объектов.

Автономное теплоснабжение объектов.

Вариант 1. Развитие централизованного теплоснабжения объектов.

Предлагается установить 1 дополнительный котел ДЕ-25-14 ГМ с производительностью 16 Гкал/час.

Баланс выработки и отпуска тепловой энергии приведен в таблице 2.4:

Таблица 2.4

Таким образом, расчёт показывает, что при установке дополнительного котла ДЕ-25-14 ГМ создаётся положительный баланс тепловой энергии (с резервом по теплу 8,058Гкал/час); предприятие может обеспечить необходимыми энергоресурсами своих абонентов.

Технико-экономические показатели данного варианта:

1.Необходимые капитальные вложения.

Установка котла в центральной котельной согласно сметам 4-66495ТХ-СМ Уралгипромез 14.05.2003г. составит 10396 тыс.руб.:

- стоимость проектно наладочных работ - 350 тыс.руб.;

- стоимость котла ДЕ-25-14 ГМ заводской комплектации - 3580 тыс.руб.;

- монтаж котла ДЕ-25-14 ГМ - 6466 тыс.руб..

2. Строительная стоимость 1Гкал.

Тепловая мощность котла ДЕ-25-14 ГМ составляет 16Гкал/час,

тогда строительная стоимость 1Гкал

3. Затраты электроэнергии на выработку 1Гкал.

Для работы котла ДЕ-25-14 ГМ необходимы следующие тягодутьевые устройства (Таблица 2.5):

Таблица 2.5

Тепловая мощность котла ДЕ-25-14 ГМ 16 Гкал/час,

тогда затраты электроэнергии на выработку 1Гкал

4. Себестоимость 1Гкал.

С = 187,11руб./Гкал (расчёт приведён в приложении №1)

Вариант 2. Развитие автономного теплоснабжения.

В Таблице 2.6 приведён один из предполагаемых вариантов перевода объектов централизованного теплоснабжения и вновь строящихся объектов на автономное теплоснабжение.

Таблица 2.6

Технико-экономические показатели данного варианта:

1. Необходимые капитальные вложения.

51754,4тыс.руб..

2. Строительная стоимость 1Гкал.

Суммарное тепловое потребление объектов, переведённых на автономное теплоснабжение 31,538Гкал/час.,

тогда строительная стоимость 1Гкал

3. Затраты электроэнергии на выработку 1Гкал.

На автономных котельных - 12,9кВт,

При передачи тепла от теплогенератора - 36кВт.

4. Себестоимость 1Гкал.

С = 346,20руб./Гкал (расчёт приведён в приложении №2)

Сравнительные показатели централизованного и автономного теплоснабжения объектов предприятия приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7

Приложение №1.

Расчет нормируемых теплопотерь тепловыми сетями.(таблица 2.8)

Исходные данные для расчёта потерь трубопроводами системы отопления

Число часов в рассматриваемом периоде 5496

Ср. температура теплоносителя в тр./пр. прямой сетевой воды 79

Ср. температура теплоносителя в тр./пр. обратной сетевой воды 50

Исходные данные для расчёта потерь трубопроводами системы ГВС

Число часов в рассматриваемом периоде 3192

Ср. температура теплоносителя в тр. /пр. ГВС 65

Ср. температура теплоносителя в циркуляционном тр./пр. 50

Таблица 2.8

Приложение №2

Распределение затрат по переделу (таблица 2.9):

миникотельная.

Расчётные данные:

- Qрн=7900 ккал/м3;

- B=16500 м3;

- ¦З=93 %;

работа круглосуточная, в работе два котла.

Месячная выработка тепла

Таблица 2.9

Себестоимость 1 Гкал, выработанной миникотельной

3. Описание тепловой схемы.

В качестве теплоносителей в котельной приняты:

Вода с расчетной температурой

в прямой магистрали 150 єC

в обратной магистрали 70 єC;

2. Насыщенный пар на технологические нужды с давлением 1,4 МПа и температурой 194 єC;

Центральная котельная Ревдинского Метизно-Металлургического завода питается от двух независимых источников воды. Исходная (сырая) вода из городского пруда с расходом 98,6 т/ч поступает на подогреватель сырой воды, подогревается до температуры 25єC. Затем подогретая вода поступает в водоподготовительную установку ВПУ, где очищается, проходя через механические фильтры, умягчается по методу двухступенчатого Na-катионирования и поступает на теплообменник непрерывной продувки, где охлаждает продувочную воду из котла до температуры 40єC. Далее продувочная вода поступает в продувочный колодец. После теплообменника непрерывной продувки ХОВ с температурой 35єC поступает в охладитель выпара, где подогревается до температуры 41єC и далее поступает в верхнюю часть питательного деаэратора. Выпар из деаэратора идет в охладитель выпара, охлаждается и поступает в продувочный колодец.

Из деаэратора питательная вода с температурой 104єC поступает в охладитель деаэрированной воды. В охладителе деаэрированной воды питательная вода с температурой 104єC охлаждается до температуры 70єC, нагревая ХОВ до температуры 59єC. После охладителя деаэрированной воды охлажденная питательная вода подается питательными насосами в котлы ДЕ-25-14ГМ. На выходе из котлов получаем пар с параметрами: Р=1,4 МПа, tS=198єC. Пар от котлов поступает в паровой коллектор, а от туда распределяется по абонентам. Часть пара с расходом 21,6 т/ч идет на технологические нужды, часть, проходя через редукционную установку, идет на деаэраторы и сетевые подогреватели, часть пара (2 т/ч) идет к потребителю.

Для подпитки теплосети используется вода из городского водопровода.

Вода предварительно нагревается в теплообменнике, затем по методу одноступенчатого Na-катионирования умягчается и поступает подпиточные деаэраторы, предварительно нагреваясь в водоводяных подогревателях. Деаэрированная подпиточная вода с температурой 104єC охлаждается в пароводяных подогревателях до температуры 70єC, нагревая ХОВ до температуры 59єC. Затем вода подается насосами в баки аккумуляторы, а оттуда на всас подпиточных насосов.

3. Расчет тепловой схемы и выбор вспомогательного оборудования

1.Определим температуру на входе в подогреватель сырой воды:

G с.в.- расход сырой воды (G с.в.=98,6 т/ч);

t с.в.- температура сырой воды;

t"- температура подогретой воды (t"=25єС);

i- энтальпия конденсата (Р=1,4 МПа, t=198єС)

i=830,1 кДж/кг;

i"- энтальпия пара (Р=1,4 МПа, t=198єС)

i"=2788,4 кДж/кг.

D- расход пара на подогреватель сырой воды (D=3,95 т/ч);

з- КПД теплообменного аппарата;

С-теплоемкость воды (С=4,19 кДж/кг),

2. Определим расход ХОВ на теплообменник непрерывной продувки:

Dвып - расход пара на выпар (Dвып=0,2 т/ч);

i - энтальпия конденсата (i=435,95 кДж/кг);

i" - энтальпия пара (i"=2661,92 кДж/кг);

t2 - температура ХОВ после подогревателя непрерывной продувки;

t"2 - температура ХОВ после охладителя выпара (t"2=41єC).

3.Определим температуру воды продувочной воды:

Gпр - расход воды на продувку (Gпр=2,62 т/ч);

Gвпу - расход воды из ВПУ (Gвпу=18,07 т/ч);

t1 - температура продувочной воды;

t"1 - температура охлажденной продувочной воды;

t2 - температура ХОВ после ВПУ (t2=25єC);

t"2 - температура ХОВ после теплообменника (t"2=35єC),

4. Расход пара на питательный деаэратор:

Gпиь -расход питательной воды (Gпит=103,2 т/ч);

Dвып - расход пара на выпар;

Gтех - расход воды на технические нужды котельной (Gтех=10,8 т/ч);

Dпрод - расход пара после сепаратора непрерывной продувки (Dпрод=0,58 т/ч);

Gвпу - расход ХОВ после ВПУ;

Gб - расход воды после охладителя конденсата (Gб=61 т/ч);

Gконд - расход конденсата из подогревателя исходной воды (Gконд=3,95 т/ч);

Gхов - расход ХОВ (Gхов=4,8 т/ч).

5. Определим расход питательной воды после деаэратора ГВС:

Gвпу - расход ХОВ после ВПУ на охладитель деаэрированной воды (Gвпу=80,71 т/ч);

t1 - температура конденсата (t1=70єC);

t"1 - температура питательной воды (t"1=104єC);

t2 - температура ХОВ после ВПУ;

t"2 -температура ХОВ после охладителя деаэрированной воды (t"2=59єC).

6. Определим расход ХОВ на охладитель деаэрированной воды:

Dхов - расход пара на подогреватель ХОВ (Dхов=4,8 т/ч);

t2 - температура ХОВ воды после охладителя деаэрированной воды;

t"2 - температура воды после подогревателя ХОВ (t"2=89єC);

i - энтальпия конденсата;

i" -энтальпия пара.

7. Определим расход пара на охладитель выпара перед деаэратором ГВС:

Gвпу - расход ХОВ после ВПУ;

С - теплоемкость воды;

з - КПД теплообменника;

i - энтальпия конденсата (i=435,95 кДж/кг);

i" -энтальпия пара (i"=2661,92 кДж/кг);

t2 - температура ХОВ;

t"2 - температура ХОВ после охладителя выпара (t"2=90єC).

8. Определим расход пара на деаэратор ГВС:

Gд - расход питательной воды;

Dвып - расход пара на выпар;

Gвпу - расход ХОВ.

9. Определим расход сетевой воды :

Gб - расход конденсата после подогревателя сетевой воды;

t1- температура конденсата после охладителя конденсата (t1=80єC);

t"1 - температура конденсата после подогревателя сетевой воды;

t2 - температура обратной воды (t2=70єC);

t"2 - температура обратной воды после охладителя конденсата.

4 Топливоподача

В настоящем разделе рассматривается вопрос топливоснабжения центральной паровой котельной “РММЗ”.

По проекту устанавливается третий котел типа ДЕ 25-14 ГМ. Основное топливо - газ, резервное - мазут.

Газ берется из газопровода Ингрим-Серов. По газопроводу заводской сети газ подается к газорегуляторной установке (ГРУ). Выходное давление газа 3 кгс/см2. Расход газа на котел ДЕ 25-14 ГМ составляет 1900 нм3/ч (по данным Бийского котельного завода). На котле ДЕ 25-14 ГМ устанавливается одна горелка типа ГМП-16. Требуемое давление перед горелкой 0,25 кгс/см2.

Основное назначение ГРУ - снижение давления газа до заданного и поддержания его в контрольной точке постоянным (в заданных пределах) не зависимо от изменения входного давления и расхода газа. Кроме того в ГРУ осуществляется: очистка газа от механических примесей, контроль входного и выходного давлений, измерение расхода газа. ГРУ должно обеспечивать полное прекращение подачи газа к котлам в случае выхода за допустимые параметры выходного давления газа. ГРУ центральной котельной РММЗ расположено в здании котельной.

Оборудование ГРУ:

регулятор давления универсальный системы Казанцева;

механический фильтр;

предохранительный сбросной клапан;

средства измерения;

импульсные трубки;

сбросные и продувочные трубопроводы;

запорная арматура (задвижки, вентиля);

обводная линия (байпас).

Вентиляция в месте установки ГРУ должна обеспечивать не менее 3-х кратного воздухообмена в течение часа. Освещение ГРУ выполнено во взрывобезопасном исполнении. В зимнее время в месте установки ГРУ необходимо поддерживать температуру воздуха не ниже + 5 єC.

Учет расхода газа производится с помощью диафрагмы и самопишущих дифманометров. Перед диафрагмой устанавливается технический термометр для замера температуры газа в газопроводе.

Аэродинамический расчет газопровода от котла ДЕ-25-14ГМ до регулятора давления.

Для расчета газопровода центральной паровой котельной выбираем наиболее удаленный от ГРУ котел № 3, к горелке которого подводится газ.

Проведем пересчет газа от нормальных условий (Pн = 760 мм.рт.ст.; Т = 0 оС или 273 оК; ) к рабочим условиям ( Р = 1,25 ата, Т = 20 оС или 293 о К).

V20 = 2,782, м3/час

= 0,359, кг/м3;

V20 - расход газа при данном давлении, м3/час;

Vн - расход газа в нм3/час;

Т - абсолютная температура газа в о К;

Р - давление газа в мм.рт.ст.

V20 = 2,782 = 1630 м3/час;

= 0,359 = 0,87 кг/м3

Для проведения аэродинамического расчета газопровода необходимо определить полную потерю давления в газопроводе, состоящую из потерь на трение и потерь в местных сопротивлениях.

Робщ = Р тр + Рмест, кгс/м2;

Потеря давления на трение определяется по формуле:

Р тр = , кгс/м2;

- безразмерный коэффициент;

D - диаметр газопровода, м;

l - длина газопровода, м;

W - скорость газового потока, м/сек;

g - 9,81 м/сек - ускорение свободного падения;

- плотность газа, (0,87 кг/м3)

При турбулентном характере газового потока:

;

Re - критерий Рейнольдса:

= ;

- кинематическая вязкость газа м2/сек (из справочника = 14);

Потеря давления в местных сопротивлениях определяется по формуле:

Рмест = , кгс/м2

где безразмерный коэффициент местного сопротивления;

W - скорость газового потока;

плотность газа, ( 0,87 кгс/м3)

Для проведения расчета трассу от ГРУ до котла ДЕ-25-14ГМ № 3

разбиваем на участки .

Участок № 1

От горелки ГМП-16 котла ДЕ-25-14ГМ № 3 до общего газопровода.

Диаметр газопровода D = 1594,5.

Длина газопровода - 18м.

Скорость газа на участке № 1

, м/сек;

Площадь газопровода

м/сек;

(Скорость газа в трубопроводах обычно принимается 25-40 м/сек).

Потери в газопроводе:

Р1 = Р тр1 + Рмест1 + Рдиаф

Потери на трение:

, кгс/м2;

;

;

;

коэффициент :

=

Р тр1 = , кгс/м2

Потери давления в местных сопротивлениях

, кгс/м2

Сумма коэффициентов местного сопротивления для участка № 1 будет равна:

.

пер= 0,1 - коэффициент местного сопротивления перехода;

кр = 2 - коэффициент местного сопротивления крана;

кол = 0,5 - коэффициент местного сопротивления

крутозагнутого колена;

зас = 3,9 - коэффициент местного сопротивления заслонки.

Принимаем угол открытия ;

кл = 5 - коэффициент местного сопротивления клапана

ПКН-200;

зад = 0,25 - коэффициент местного сопротивление задвижки;

тр = 1,1 - коэффициент местного сопротивления тройника;

кгс/м2;

Сопротивление измерительной диафрагмы диаметром 150 мм (по данным КИП) равно 250 мм.вод.ст.

Общая потеря на участке № 1:

Робщ1 = Ртр + Рмест + Рдиаф = 50 + 590 + 250 = 890 кгс/м2;

Т.о. расчетное давление в основном газопроводе перед отводом на котел ДЕ-25-14ГМ № 3 должно быть не ниже:

Ргаз = Ргор + Робщ1 = 2500 + 890 = 3390, кгс/м2 или Ргаз = 1,34 ата;

Произведем пересчет характеристик газа при данном давлении:

V2 = 2,782 = 1521 м3/час;

= 0,359 = 0,936 кг/м3;

Участок № 2

Участок от отвода на котел №3 до отвода на котел №2. Участок прямой. Диаметр газопровода D2 = 2737. Длина газопровода L2 = 8 м. Расход газа через газопровод на участке №2 1521 мі/час.

Скорость газа в газопроводе:

, м/сек;

Площадь газопровода:

;

м/сек;

Потеря давления:

Р2 = Р тр2 ;

Потерь на местные сопротивления нет. Потери на трение:

, кгс/м2;

;

;

;

коэффициент :

=;

кгс/м2;

Давление изменилось незначительно, дальнейший расчет ведем при тех же параметрах газа.

Участок № 3

Участок от отвода на котел №2 до отвода на котел №1. Участок прямой. Диаметр газопровода D2 = 2737. Длина газопровода L2 = 8 м. Расход газа через газопровод на участке №2 3042 мі/час.

Скорость газа в газопроводе:

, м/сек;

Площадь газопровода:

;