Учебная работа. Реконструкция отопительно-производственной котельной г. Октябрьский

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Реконструкция отопительно-производственной котельной г. Октябрьский

аннотация

тепловой котельная аэродинамический топливо

В дипломном проекте рассмотрен вариант реконструкции отопительно-производственной котельной г. Октябрьский при ПМК-37 с заменой 4-х паровых котлов Е-1/9, работающих на мазуте, на 2 водогрейных котла КВ-Рм-1, работающих на опилках и древесных отходах.

По известным тепловым нагрузкам составлена и рассчитана тепловая схема котельной. Осуществлен выбор основного и вспомогательного оборудования.

Произведен тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата. Выбрана схема автоматического регулирования и контроля технологических процессов котельной. Произведен выбор необходимых золоуловителей (циклонов).

Приведено технико-экономическое обоснование реконструкции котельной с установкой котлов КВ-Рм-1 и перевода котельной на местные виды топлива.

Введение

Котельная г. Октябрьский (бывшая котельная ПМК-37) вошла в состав теплосетейсетей в 2003г. и предназначена для отпуска тепла на отопление и горячее водоснабжение жилых домов, промышленных предприятий и административно-бытовых зданий и сооружений г. Октябрьский.

На котельной установлено 4 паровых котла Е-1/9 суммарной паропроизводительностью 4 т/час, предназначенные для производства и отпуска тепла в виде нагретой воды. Паровой нагрузки нет, весь пар идет через пароводяные подогреватели сетевой воды для нагрева сетевой воды, т.е. работа паровых котлов не целесообразна.

Котельная работает по температурному графику 95-70 ºС. Общая максимальная тепловая нагрузка котельной составляет — 1,778 МВт. основным топливом котельной является мазут, резервного топлива нет.

В качестве исходной воды для котельной используется вода из городского хозяйственно-питьевого водопровода.

1. Расчет теплоснабжения жилого микрорайона

1.1 Определение нагрузок

Таблица 1.1. исходные данные

Климатические характеристики взяты согласно [1].

Расчитаем величину отопительных характеристик для жилых зданий по формуле:

объем здания по наружному обмеру;- коэффициент для зданий из сборного железобетона равный 2,3, [3];

φ — коэффициент зависящий от расчетной температуры отопления, для -24°С равно 1, [3];- равен 6, [3].

Результаты расчета заносим в таблицу 1.2.

Величины отопительных и вентиляционных характеристик для общественных зданий берем согласно [3].

Таблица 1.2 Величины характеристик для расчета теплопотребления

Расчетная тепловая нагрузка на отопление, МВт:

Результаты расчета заносим в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 Расчетные тепловые нагрузки отопления

Тепловое потребление по кварталам и годовое, ГДж:

Результаты расчета заносим в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 Потребление тепла на отопление в течение года

Расход теплоты на горячее водоснабжение

Расчетная нагрузка ГВС:

Нормы расхода воды берем согласно [3], заносим нормы и результаты расчета в таблицу 1.8.

Таблица 1.8 Расчетные нагрузки горячего водоснабжения

Тепловое потребление ГВС поквартально и годовое, ГДж:

где n — время работы ГВС, сут

Таблица 1.9 График работы ГВС

Результаты расчета заносим в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 годовое потребление теплоты на ГВС

Определение суммарных нагрузок

Определение суммарной расчетной тепловой нагрузки:

,755МВт=1,509Гкал/ч

Определение суммарного отпуска теплоты поквартально и за год:

Суммарный отпуск теплоты на отопление:

Суммарный отпуск теплоты на вентиляцию:

Суммарный отпуск теплоты на ГВС:

Результаты вычислений сводим в таблицу 1.11

Таблица 1.11 Сводная таблица отпуска теплоты

Согласно полученным данным к установке принимаем 2 водогрейных котла КВ-Рм-1 производства РУП «Энергия» г. Гомель.

.2 Расчет тепловой схемы котельной

Расчет тепловой схемы котельной производится с целью определения расхода воды для отдельных узлов при характерных режимах работы котельной и составления общего материального баланса. Рысчетом определяется температура различных потоков воды (сетевой, подпиточной, сырой, умягченной). По расчетной схеме рис.1.1. определяются направления основных потоков теплоносителя, его расходы и параметры. Результаты расчета являются исходными данными для расчета и выбора числа и единичной мощности котлов, оборудования отдельных узлов тепловой схемы и основных трубопроводов котельной. Расчет тепловой схемы выполняется параллельно для всех режимов согласно методике предложенной в [2].

Теплопроизводительность устанавливаемого котлоагрегата Qк=1 МВт (0,86 Гкал/ч);

Отопительная нагрузка (согласно расчета п.1) Qот=1,16 МВт (1 Гкал/ч);

нагрузка горячего водоснабжения (согласно расчета п.1) Qгвс=0,616 МВт (0,53 Гкал/ч);

Расчет тепловой схемы котельной сводим в таблицу 1.12

Таблица 1.12 Расчет тепловой схемы котельной

2. Тепловой расчет котельного агрегата

2.1 Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания

Проведем тепловой расчет выбранного к установке котла КВ-Р-1-95.

В качестве основного вида топлива приняты по заданию дрова и древесные отходы, резервный вид топлива отсутствует.

Состав топлива в процентах по массе приводим в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Состав древесного топлива

Влажность WРЗольность АРУлерод СРВодород НРАзот NРКислород ОРСера SР97,3180,9890,2840,1140,0301,2520,013

Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива Qнр = 10274 кДж/кг (2450 ккал/кг).

При тепловом расчете водогрейного котла определяем теоретические и действительные объемы воздуха и продуктов сгорания согласно [2].

Теоретический объем воздуха, необходимого для сгорания топлива при сжигании дров при определяем по формуле, м3/кг:

(2.1)

Теоретический объем продуктов сгорания:

  • объем водяных паров, м3/кг:

  • , (2.2)
  • теоретический объем азота, м3/кг:
  • , (2.3)
  • ;
  • — теоретический объем трехатомных газов:
  • , (2.4)
  • — теоретический объем продуктов сгорания (м3/м3):
  • (2.5)
  • Действительные объемы продуктов сгорания рассчитываются с учетом коэффициента избытка воздуха в топке и объемов присосов воздуха по газоходам котельного агрегата.
  • Коэффициенты избытка воздуха на выходе из топки котла принимаем для слоевой топки при сжигании дров равным [2], величину присосов воздуха в газоходах котлоагрегата принимаем в соответствии рекомендациями [2] при номинальной нагрузке:
  • конвективный пучок котла
  • стальной газоход (на каждые 10м длины) .
  • Действительный суммарный объем продуктов сгорания природного газа определяем (при среднем коэффициенте избытка воздуха в газоходе для каждой поверхности нагрева) по формуле, м3/м3:
  • . (2.6)
  • Результаты расчета действительных объемов продуктов сгорания и их составов по газоходам сводим в таблицу 2.2.
  • Таблица 2.2 Расчет действительных объемов продуктов сгорания

Величина Расчетная формулаТеоретические объемы Газоходтопкак.п.Коэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева 1,31,45Средний коэффициент избытка воздуха в газоходе 1,31,375Избыточное количество воздуха, м3/кг 0,8441,265объем водяных паров, м3/кг0,9550,958Полный объем продуктов сгорания, м3/кг4,5754,786Объемная доля трехатомных газов 0,1230,118Объемная доля водяных паров 0,2090,2Суммарная объемная доля 0,3320,318

  • Рассчитываем энтальпию воздуха и продуктов сгорания. Расчет энтальпий продуктов сгорания производим при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева для всего возможного диапазона температур согласно рекомендации [2].
  • Для расчета энтальпий воздуха и продуктов сгорания приведем значения энтальпий компонентов дымовых газов для всего выбранного диапазона температур и сведем их в таблицу 2.3.
  • Таблица 2.3 Энтальпия компонентов дымовых газов и воздуха.

Температура t,˚СЭнтальпия, ккал/м3СО2N2O2H2OВоздух10040,57331,02631,50436,03831,50420085,44262,05363,72372,55463,484300133,41393,55697,136110,50197,375400184,248125,776131,504149,403129,356500237,709158,473166,826189,737163,246600291,885191,885202,864230,788198,091700348,687225,776239,857273,747233,89800406,683260,859276,85318,854269,69900465,632296,659314,797363,723305,7281000525,537332,697352,745411,695342,7211100586,635368,735390,692459,666380,6681200648,449404,773429,594508,592418,6161300710,501441,766468,735559,666456,5631400773,508479,714507,637610,501495,7041500836,277516,706547,494663,484535,5611600899,284554,654587,589716,468573,5081700963,246592,601627,446770,406612,64918001027,208630,549667,542825,298651,55119001091,169669,451708,353880,43691,40820001156,086707,399749,403770,167731,50421001221,002746,539789,499993,317771,3622001285,919785,442831,2651050,119811,456

  • Энтальпию теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур вычисляем по формуле, кДж/кг:

  • , (2.7)
  • где (ct)в — энтальпия 1м3 воздуха, принимаем по таблице [2].
  • Энтальпию теоретического объема продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур определяем по формуле, кДж/кг:
  • , (2.8)
  • где — энтальпия 1кг трехатомных газов, теоретического объема азота, теоретического объема водяных паров, принимаются для каждой выбранной температуры по таблице согласно [2].
  • Энтальпию избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур t определяем по формуле, кДж/кг:
  • . (2.9)
  • Энтальпию продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха определяем по формуле, кДж/кг:
  • ,(2.10)
  • где Нзл — энтальпия золы, для дров Нзл = 0.
  • Результаты расчетов энтальпий воздуха и продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 2.4.
  • Для составления таблицы интервал температур принимаем равным 100оС. Интервалы температур для расчета по газоходам принимаем:
  • топка котла 2000 — 700 оС;
  • конвективный пучок 800 -100 оС;
  • Таблица 2.4 Энтальпия продуктов сгорания

t,˚СHг, ккал/кгHв, ккал/кгН=Нг+(α-1)Нвαт=1,3αух=1,45НΔННΔН100126,3788,59152,95156,24166,24169,72200255,63178,52309,19335,96300389,07273,82471,22162,03512,29176,33400526,63363,75635,76164,54690,32178,03500668,11459,05805,83170,07874,68184,36600812,26557,03979,37173,541062,92188,24700960,79657,71158,1178,731256,76193,848001114,69758,371342,2184,11455,96199,29001270,5859,711528,41186,211657,37201,4110001430,35963,731719,47191,061864,03206,6611001590,871070,441912192,532072,57208,5412001752,71177,152105,85193,852282,42209,8513001918,841283,862304198,152496,58214,1614002087,421393,922505,6201,62714,68218,115002255,7915062707,59201,992933,49218,8116002426,431612,72910,24202,653152,15218,6617002598,511722,773115,34205,13373,76221,6118002771,51832,163321,15205,813595,97222,2119002946,851944,243530,12208,973821,76225,7920002962,662056,993579,7649,643888,3166,5521003299,532169,063950,25370,494275,61387,322003477,022281,814161,56211,314503,83228,22

  • 2.2 тепловой баланс котлоагрегата и определение расхода топлива
  • При работе парового или водогрейного котла вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты и на покрытие различных потерь теплоты. Тепловой баланс парогенератора характеризует равенство между приходом и расходом тепла. тепловая эффективность котлоагрегата, совершенство его работы характеризуется коэффициентом полезного действия.
  • Тепловой баланс котельного агрегата составим согласно рекомендации
  • Приходная часть теплового баланса в большинстве случаев определяется по формуле:

  • , (2.11)
  • где Qрр — располагаемая теплота;
  • Qнр — низшая теплота сгорания топлива, для газа принимаем Qнс — низшая теплота сгорания сухой массы дров, кДж/кг; принимаем по исходным данным для дров Qнс = 10274 кДж/кг (2450 ккал/кг);
  • Qф.т. — физическое тепло топлива:
  • Qф.т.=[стл×(1-WР)+WР]×tтл , (2.12)
  • где стл — теплоемкость сухой массы топлива. Согласно [1] стл=0,31 ккал/(кг°С);
  • tтл — температура топлива, подаваемого в топку для сжигания. Так как предварительного подогрева топлива не производится, то считаем tтл=20°С.
  • Тогда Qф.т.=[0,31×(1-0,4)+0,4]×20=11,72 ккал/кг (59 кДж/кг);
  • Qт.в. — физическое тепло воздуха, подаваемого в топку котла при подогреве его вне котлоагрегата; принимаем Qт.в.= 0, так как воздух перед подачей в котлоагрегат дополнительно не подогревается;
  • Qпар. — теплота, вносимая в котлоагрегат при поровом распиливании жидкого топлива, кДж/кг; принимаем Qпар.= 0, так как топливо дрова.
  • Располагаемая теплота для котлоагрегата КВ-Рм-1-95 составляет:
  • Расходная часть теплового баланса котлоагрегата складывается и следующих составляющих:
  • . (2.13)
  • тепловой баланс котла составляется применительно к установившемуся тепловому режиму, а потери теплоты выражаются в процентах располагаемой теплоты:
  • .(2.14)
  • Разделив уравнение (2.13) на Qрр получим его в следующем виде:
  • , (2.15)
  • гдеq1 — полезно использованная в котлоагрегате теплота;
  • q2 — потеря теплоты с уходящими газами;
  • q3 — потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива;
  • q4 — потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива;
  • q5 — потеря теплоты от наружного охлаждения;
  • — потеря теплоты от физической теплоты, содержащей- ся в удаляемом шлаке и от потерь на охлаждение панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла;
  • q6шл.= 0, так как топливо дрова; q6охл= 0, так как охлаждение элементов котлоагрегата КВ-Рм-1-95 не предусматривается его конструкцией.
  • КПД брутто котельного агрегата определяется по уравнению обратного баланса, %:
  • .(2.16)
  • Потеря теплоты с уходящими газами q2 рассчитываем по формуле, %:
  • , (2.17)
  • где Нух — энтальпия уходящих газов из котлоагрегата, определяется из таблицы 2.4 при соответствующих значениях и выбранной температуре уходящих газов, кДж/кг; принимаем предварительно температуру уходящих газов Тух= 160 оС, ;
  • Нух = 1123 кДж/кг;
  • Нх.в.о — энтальпия теоретического объема холодного воздуха при температуре 30 оС, кДж/кг, определяем по формуле:
  • . (2.18)
  • Потер и теплоты от химического недожога q3 определяем по таблице [2] для дров: q3 = 2 % .
  • потери теплоты от механического недожога для дров принимаем q4 = 1,5. [2]
  • Определяем q2:
  • .
  • потери теплоты от наружного охлаждения q5 определяем по таблице [2] для котлоагрегата мощностью 0,86 Гкал/ч (1 МВт): q5 = 3 % .
  • Коэффициент полезного действия котлоагрегата:
  • Суммарную потерю тепла в котлоагрегате определяем по формуле:
  • , (2.19)
  • Для последующих расчетов определяем коэффициент потери теплоты:
  • , (2.20)
  • .
  • Полное количество теплоты, полезно отданной в котельном агрегате определяем по формуле, кВт:
  • , (2.21)
  • Где Gв — расход воды через водогрейный котел, кг/с;
  • Согласно [2] равен 34,423 т/ч=9,562 кг/с;
  • — энтальпия горячей воды на выходе из котла (95°С), кДж/кг;
  • — энтальпия холодной воды на входе в котел (70°С), кДж/кг;
  • Расход топлива, подаваемого в топку котлоагрегата, определяем по формуле, кг/ч:
  • , (2.22)
  • .
  • 2.3 тепловой расчет топочной камеры
  • Поверочный расчет топочной камеры заключается в определении действительной температуры дымовых газов на выходе из топочной камеры котлоагрегата по формуле, оС:
  • , (2.23)
  • гдеТа — абсолютная теоретическая температура продуктов сгорания, К;
  • М — параметр, учитывающий распределения температур по высоте топки;
  • — коэффициент сохранения теплоты;
  • Вр — расчетный расход топлива, кг/с;
  • Fст — площадь поверхности стен топки, м2;
  • — среднее
  • — степень черноты топки;
  • Vcср — средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 кг топлива в интервале температур , кДж/(кг К);
  • 5,67 10-8 — коэффициент излучения абсолютно черного тела, Вт/(м2К4).
  • Для определения действительной температуры предварительно задаемся ее значением в соответствии с рекомендациями [2] .По принятой температуре газов на выходе из топки и адиабатической температуре сгорания топлива Оа определяем тепловые потери, а по принятой — излучательные характеристики газов. Затем по известным геометрическим характеристикам топочной камеры получаем расчетным путем действительную температуру на выходе из топки.
  • Поверочный расчет топки проводим в последовательности рекомендованной[2].
  • Для принятой предварительно температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по таблице2.3 .
  • Полезное тепловыделение в топке подсчитываю по формуле, кДж/кг:
  • , (2.24)
  • где Qв. — теплота, вносимая в топку воздухом, кДж/м3; для котлов не имеющих воздухоподогревателя определяется по формуле:
  • (2.25)
  • Qв.вн. — теплота, внесенная в котлоагрегат с поступающим в него воздухом, подогретым вне агрегата; принимаем Qв.вн = 0, так как воздух перед котлом КВ-Рм-1-95 в рассматриваемом проекте не подогревается;
  • rHг.отб. — теплота рециркулирующих продуктов сгорания; принимаем rHг.отб. = 0, так как конструкцией котла КВ-Рм-1-95 рециркуляция дымовых газов не предусматривается;
  • .
  • Теоретическую (адиабатную) Оа температуру горения определяем по величине полезного тепловыделения в топке Qт = На.
  • По таблице 2.4. при На = 10302,2 кДж/кг (2432,097 ккал/кг) определяем Оа = 1348 оС.
  • .
  • Определяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки (хт) при сжигании газа по формуле:
  • , (2.26)
  • [2]
  • Нг — расстояние от пода топки до оси загрузочной дверцы, м;
  • Нт — расстояние от пода топки до середины выходного окна топки, м;
  • Для котла КВ-Рм-1-95 хт = 0,14.[2]
  • Коэффициент тепловой эффективности экранов определяем по формуле:
  • , (2.27)
  • где — коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятие экранов вследствие загрязненности или закрытия изоляцией поверхностей; принимаем по [2]
  • х — условный коэффициент экранирования х = 0,85;
  • .
  • Определяем эффективную толщину излучающего слоя в топке, м:
  • , (2.28)
  • где Vт, Fст — объем и поверхность стен топочной камеры, м3 и м2. Определяем по конструкторской документации на котел КВ-Рм-1-95.
  • Vт = 4,12 м3, Fст = 15,547 м2;
  • Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени складывается из коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами (кr) и сажистыми частицами (кс) и при сжигании газа определяется по формуле, (м МПа)-1:
  • , (2.29)
  • гдеrп — суммарная объемная доля трехатомных газов, берем из таблицы 2.2
  • .
  • Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами kr определяем по формуле, (м МПа)-1:
  • , (2.30)
  • где-парциальное давление трехатомных газов, МПа; МПа;
  • р = 0,1 МПа — давление в топочной камере котлоагрегата, работающего без наддува [2];
  • — абсолютная температура газов на выходе из топочной камеры, К (равна принятой по предварительной оценке)
  • .
  • Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами определяем по формуле, (м МПа)-1 :
  • , (2.31)
  • гдеСр/Нр — соотношение содержания углерода и водорода в рабочей массе топлива;
  • Тогда
  • .
  • Степень черноты факела (аф) для твердого топлива определяется по формуле:
  • , (2.32)
  • Степень черноты топки при сжигании газа определяется по формуле:
  • , (2.33)
  • Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1кг твердого топлива, кДж/(м3К):
  • , (2.34)
  • Определяем действительную температуру на выходе из топки, оС:
  • Так как расчетная уточненная температура на выходе из топки отличается от ранее принятой всего на 8,6 оС, то полученную температуру принимаем для дальнейшего расчета, как температуру на выходе из топки.
  • 2.4 Расчет конвективного пучка
  • Конвективные поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов играют важную роль в процессе получения пара или горячей воды, а также использования теплоты продуктов сгорания, покидающих топочную камеру. Эффективность работы конвективных поверхностей нагрева в значительной мере зависит от интенсивности передачи теплоты продуктами сгорания воде и пару.
  • Продукты сгорания передают теплоту наружной поверхности труб путем конвекции и лучеиспускания. От наружной поверхности труб к внутренней теплота передается через стенку теплопроводностью, а от внутренней поверхности к воде — конвекцией.
  • При расчете конвективных поверхностей нагрева используются уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Для расчета задаемся температурой продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева и затем уточняем ее путем последовательных приближений. В связи с этим расчет ведем для двух значений температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода. Расчет производим для 1кг сжигаемого топлива при нормальных условиях.
  • Расчет конвективных поверхностей котла ведем в следующей последовательности.[2]
  • По чертежу котлоагрегата определяем следующие конструктивные характеристики газохода:
  • площадь поверхности нагрева одного конвективного пучка Н=33,872 м2;
  • поперечный шаг труб S1 = 65 мм;
  • продольный шаг труб S2 = 65 мм;
  • число труб в ряду z1 = 20 шт.;
  • число рядов труб по ходу продуктов сгорания z2 = 6 шт.;
  • наружный диаметр и толщина стенки трубы
  • площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания F = 0,191 м2.
  • Подсчитываем относительный шаг:
  • — поперечный
  • продольный

предварительно принимаем значение температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода:

Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания по уравнению теплового баланса, кДж/кг:

, (2.35)

где- коэффициент сохранения теплоты;

Н’ — энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева; принимаем из расчета топочной камеры Н’ = Нт» = 5880 кДж/кг, при От»= 808,6 оС;

Н» — энтальпия продуктов сгорания после конвективного пучка, принимаем из таблицы 2.4 при: О1″ = 160 оС Н1″ = 1123,22 кДж/кг,

— присос воздуха в конвективном пучке;

Нопр.в. — энтальпия присосанного воздуха при tв = 30 оС,

Нопр.в. = Нох.в. = 417,8 кДж/кг;

кДж/кг,

Расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе определяем по формуле, оС:

, (2.36)

,

Определяем температурный напор, оС:

(2.37)

гдеDtб, и Dtм — наибольший и наименьший перепад температур на входе и выходе из конвективного газохода:

Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева, м/с:

, (2.38)

,

Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании коридорных пучков по формуле, Вт/(м2К):

, (2.39)

где- коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме [2] ,

= 79,8 Вт/м2К;

сz — поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, определяем по номограмме [2] , сz = 0,96;

сs — поправка на компоновку пучка, определяем по номограмме [2] ,

сs = 1,0;

сф — коэффициент, учитывающий влияние физических параметров потока, определяем по номограмме [2]: ;

,

Вычисляем степень черноты газового потока (а). При этом предварительно вычисляем суммарную оптическую толщину:

, (2.40)

гдеs — толщина излучающего слоя, для гладкотрубных пучков определяем по формуле, м:

, (2.41)

кзл. — коэффициент ослабления лучей золовыми частицами, принимаем при сжигании газа кзл. = 0;

— концентрация золовых частиц, принимаем ;

р — давление в газоходе, принимаем для котлов без надува равным 0,1МПа;

кг — коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, определяем по формуле:

, (2.42)

;

;

,

,

Определяем коэффициент теплоотдачи , учитывающий передачу теплоты излучением, Вт/м2К:

, (2.43)

где — коэффициент теплоотдачи, определяем по номограмме [2], Вт/м2К;

а — степень черноты продуктов сгорания, определяем по номограмме [2]: ;

сг — коэффициент, учитывающий температуру стенки, определяем по номограмме [2] .

Для определения и сг вычисляем температуру загрязненной стенки, оС:

, (2.44)

где t — средняя температура окружающей среды, t1 = 95оС;

— при сжигании дров принимаем равной 50оС [2];

Вт/м2К,

Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт/м2К:

, (2.45)

где — коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева, принимаем [2];

Вт/м2К,

Определяем коэффициент теплопередачи, Вт/м2К:

, (2.46)

где — коэффициент тепловой эффективности, определяем по табл. [2],

;

Вт/м2К,

Определяем количество теплоты, воспринятое поверхность нагрева, кДж/кг:

, (2.47)

кДж/м3,

.5 Проверка теплового баланса

Расчет считается верным если выполняется следующее условие [2] :

(2.48)

Где

(2.49)

л — количество теплоты переданное излучением в топке, кДж/кг;

(2.50)

Qл=(10333-5880) ∙0,954=4248 кДж/м³

к1 — количество теплоты полезно использованное в первом конвектив ном пучке, кДж/кг;

Qк2 — количество теплоты полезно воспринятое во втором конвективном пучке, кДж/кг.

∆Q=0,116 [10333∙0,836-(4248+4398)]=-0,9 кДж/с

Определяем невязку теплового баланса

Условие выполняется значит расчет считаем оконченным.

3. Аэродинамический расчет газоваго и воздушного тракта котельного агрегата

движение продуктов сгорания и воздуха, рассматриваемое как движение вязких жидкостей, имеет турбулентный характер и происходит при изменяющейся температуре, так как продукты сгорания охлаждаются, а воздух при наличии воздухоподогревателя нагревается. При движении продуктов сгорания, обладающих вязкостью, возникают сопротивления, препятствующие движению. На преодоление этих сопротивлений затрачивается часть энергии, которой обладает движущийся поток жидкости.

Сопротивления обусловлены силами трения движущегося потока о стенки канала и возрастанием внутреннего трения в потоке при появлении на его пути различных препятствий. Для преодоления сопротивлений движущийся поток должен обладать определенным избыточным напором, который по мере продвижения по тракту будет падать.

таким образом аэродинамический расчет газового и воздушного трактов необходим для того, чтобы затем выбрать дымосос и дутьевой вентилятор.

Аэродинамическое сопротивление какого-либо участка тракта складывается из сопротивления трения и местных сопротивлений.

Расчет ведем согласно методике [2].

Суммарное сопротивление газового тракта при уравновешенной тяге без золоуловителя по ходу продуктов сгорания:

(3.1)

где Σ∆h — суммарное сопротивление тракта, Па;

Мрпоправка на разницу плотностей продуктов сгорания и сухого воздуха, М=0,97 [2].

pб — барометрическое давление.

Суммарное сопротивление тракта:

Σ∆h=∆hм+∆hтр+hт+hка (3.2)

где ∆hм — сумма всех местных сопротивлений газохода, Па;

hтрсопротивление трения по длине газохода, Па;

hт — сопротивление дымовой трубы, Па;

hка — суммарное сопротивление газового тракта котла КВ-Рм-1-95.

Для определения сопротивления дымовой трубы необходимо определить высоту устанавливаемой дымовой трубы. 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 санитарных норм концентраций в зоне нахождения людей.

Так как, котельная уже существует и врезка газоходов производится в существующую стальную дымовую трубу высотой 30м и диаметром устья 400 мм, то выполнять расчет дымовой трубы не имеет смысла.

Зная высоту дымовой трубы, определяем сопротивление трубы:

(3.3)

где

λ — коэффициент сопротивления трения, для стальных труб 0,01, [2];

i — уклон трубы по внутренней образующей, принимаем 0,02, [2];

ω — скорость газов в выходном сечении трубы, м/с;

ρ — плотность продуктов сгорания при температуре продуктов сгорания у дымососа, кг/м3.

Находим среднюю плотность продуктов сгорания:

(3.15)

здесь

ρ0 — плотность продуктов сгорания при 0°С, ρ0=1,34кг/м3, [4];

θ — средняя температура продуктов сгорания в дымоходе,

θ=0,5∙(tух+tтр)=0,5∙(155+62)=109°С.

Тогда

кг/м3

Сопротивление дымовой трубы:

Па

Рассчитаем аэродинамическое сопротивление котла hка, [2].

Таблица 3.1.

Суммарное сопротивление котла:

Определим объем продуктов сгорания у дымососа:

м3/с.

Из условия попадания скорости движения продуктов сгорания в интервалы экономических скоростей подбираем размер газоходов и борова:

эквивалентный диаметр газохода до дымососа 0,325 м;

скорость движения продуктов сгорания до дымососа 10,7 м/с;

диаметр газохода после дымососа 325 мм;

скорость движения продуктов сгорания после дымососа 10,7 м/с;

диаметр борова, выбранный из условия прохождения по нему продуктов сгорания от двух котлоагрегатов со скоростью 14 м/с 400 мм;

Местные сопротивления включают следующие составляющие:

сопротивление всаса дымососа ξ = 0,4, [2];

-диффузор ξ = 0,3, [2];

внезапное расширение на входе в боров ξ = 0,2, [2];

-вход в трубу ξ = 0,19, [2];

-два поворота на 45° и один поворот на 90°.

Коэффициент сопротивления для всех поворотов определяется по формуле:

ξ=K∆∙ξ0∙В∙С (3.4)

где

K∆ξ0 — произведение коэффициентов для коленьев без закругления 1,4, [2];

В — коэффициент определяемый в зависимости от угла поворота, для 90° В=1, для 45° В=0,68, [2];

С — для коленьев с острыми кромками равно 1, [2].

Получаем

ξ=1,4·(0,68+0,68+1)·1=3,304.

Величину всех местных сопротивлений определяем по формуле:

(3.5)

Па

Расчет сопротивления трению ведем по формуле:

(3.6)

λ — коэффициент Дарси, для стальных газоходов с эквивалентным диаметром <2м равно 0,02, [2].

Па

теперь находим суммарное сопротивление газового тракта:

∆H=(66,2+241,4+5,56+221+54)∙0,97∙1=570,5 Па

Для выбора дымососа необходимо определить перепад полных давлений при уравновешенной тяге:

∆Hп=hт+∆H-Hc (3.7)

где hт — разряжение в верхней части топочной камеры, 20Па, [2];

Hс — величина самотяги всех участков по ходу продуктов сгорания, [2].

Рассчитываем самотягу участка газохода до дымососа, учитывая что она отрицательна по формуле:

(3.8)

Получаем Па

По этой же формуле определяем самотягу дымовой трубы:

Па

Тогда перепад полных давлений:

∆Hп=20+570,5-73,575=517 Па

По полученным значениям перепадов полных давлений для газового и воздушного трактов определяем параметры дымососа и дутьевого вентилятора.

4. Выбор вспомогательного оборудования

.1 Выбор насосов

Сетевые насосы водогрейных котельных являются ответственными элементами их тепловых схем. Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды, который определяется из величины расчетной тепловой нагрузки. В котельной должно быть установлено не менее двух сетевых насосов, [7]. Количество устанавливаемых насосов и их единичная подача определяются, исходя из условия обеспечения наиболее экономичной их работы в течение года. Суммарная подача сетевых насосов в котельной должна быть такой, чтобы при выходе из стоя любого насоса оставшиеся обеспечивали подача максимального расхода сетевой воды.

Максимальный расход сетевой воды согласно пункта 1 G=67,2 т/ч, минимальный расход G=34,5 т/ч. Суммарная производительность сетевых насосов берется с двадцати процентным запасом Gсн=80,4 т/ч.

По известным расходам принимаем к установке 1 насос сетевой сдвоенный DPg-100/199-18.5/2:

=80 т/ч, H=40 м.вод.ст., N=18,5 кВт, [6].

При установке сдвоенных насосов, установка резервного насоса не требуется.

Рециркуляционные насосы водогрейных котлов устанавливают для повышения температуры воды на входе в котел путем подмешивания горячей воды из прямой линии тепловой сети. Подача рециркуляционных насосов определяется при расчете тепловой схемы котельной (пункт 1), необходимый напор определяется гидравлическим сопротивлением водогрейного котла и соединяющих насосы и котел трубопроводов.

Для котла КВ-Рм-1 сопротивление рециркуляционного контура равно 14 м вод. ст. [7]. Подача рециркуляционных насосов Gрец=7-17 т/ч.

Принимаем к установке 1 насос рециркуляционный сдвоенный DPH-150/340.65T:

=7-17 т/ч, Н=16 м.вод.ст., N=2,8 кВт, [6].

Для восполнения утечки в тепловой сети устанавливают подпиточные насосы. Необходимый напор подпиточных насосов определяется давлением воды в обратной магистрали и сопротивлением трубопроводов и арматуры на линии подпитки. Число подпиточных насосов должно быть не менее двух, один из них резервный. Производительность подпиточного насоса согласно пункта 1 Gут=1 т/ч. Напор в обратной линии теплосети в общем случае можно принять 25-30 м.вод.ст.[7]

насоса подпиточных KPS-30/16T:

=1 т/ч, Н=20 м.вод.ст., N=0,3 кВт, [6].

Для подачи воды на нужды горячего водоснабжения используются циркуляционные насосы, обеспечивающие необходимый расход воды через теплообменник ( см. пункт 1) Gгв=10 т/ч.

необходимый напор циркуляционных насосов выбирается в зависимости от гидравлического сопротивления трубопроводов, арматуры, фильтров, теплообменников и гидростатического напора воды и обычно лежит в пределах от 40 до 60м.вод.ст. [7].

Принимаем к установке 2 насоса циркуляционных IPn-40/200-5.5/2:

=10 т/ч, H=45 м.вод.ст., N=5,5 кВт, [6].

4.2 Выбор тягодутьевых машин

каждый котельный агрегат должен иметь свой вентилятор и дымосос. Основными параметрами тягодутьевых машин являются их производительность и создаваемый напор.

Производительность и напор используемых дутьевых вентиляторов и дымососов устанавливаются заводом-изготовителем котлоагрегатов.

К установке (согласно рекомендаций завода- изготовителя котлоагрегата КВ-Рм-1) принимаем:

Дымосос: Д-4 с параметрами

=4,3 тыс.м3/час, Н=800 Па, N=2,2 кВт, n=1500 об/мин, [6].

Вентилятор: ВЦ 14-46-2,8 с параметрами

=2,4 тыс.м3/ч, Н=310 Па, N=0,75 кВт, n=1000 об/мин, [7].

.3 Выбор теплообменников

Поверхность нагрева теплообменника находится из уравнения теплопередачи:

(4.3)

где

Qтепловая нагрузка теплообменника, берем из пункта 1;

k — коэффициент теплопередачи с достаточной степенью точности можно принять 2000 Дж/(м2∙с∙°С), [7];

η — коэффициент, учитывающий теплопотери в окружающую среду, принимаем равным 0,98, [7];

∆t — средний температурный напор между теплоносителями, определяем по формуле:

(4.4)

Где ∆tб, ∆tм — большая и меньшая разности температур теплоносителей на входе и выходе из теплообменника, принимаем из расчета в пункте 1.

Определение площади поверхности подогревателя сырой воды:

°С

м2.

По данным, полученным согласно расчета выбираем следующий пластинчатый теплообменный аппарат:

ТАР-0,4-8.0-2х (10х10), производства ЗАО «Завод Промстройиндустрия» г. Минск.

тепловая мощность теплообменника Q=638 кВт;

Площадь поверхности теплообмена F=7.2 м2;

Теплообменник выбран с 20% запасом прочности.

6.Экология и охрана труда

.1 Охрана труда

Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов распространяются на паровые котлы, котлы-бойлеры, автономные пароперегреватели и экономайзеры, водогрейные и паровые котлы, энерготехнологические котлы, котлы-утилизаторы, трубопроводы пара и горячей воды в пределах котла. Отступление от настоящих правил допускается лишь в исключительных случаях по разрешению Гостехнадзора. Правила обязательны для исполнения всеми должностными лицами, занятыми проектированием, изготовлением, монтажом, ремонтом и эксплуатацией котлов, автономных пароперегревателей, экономайзеров и трубопроводов в пределах котла.

При проектировании котельной, земельный участок выбирается с учетом розы ветров, схемы теплоснабжения, проектом планирования и застройки городов, поселков сельских населенный пунктов. На площадке располагается главный корпус, сооружения топливного хозяйства, трансформаторная подстанция, газорегуляторный пункт. ограждения проектируются в соответствии с указаниями по проектированию ограждений площадок и участков предприятий, зданий, сооружений.

Расстояние до жилых и общественных помещений принимается согласно СНиП II — 35 — 76, от складов топлива, кислот, щелочей и других, сильно действующих веществ — по специальным нормам. Проектом предусматривается возможность подъезда автотранспорта к зданиям, сооружениям котельной и оборудованию, установленным на открытых площадках. Уровень пола не ниже уровня территории. Все измерительные приборы, устройства регулирования и управления работой котлов и рабочие места обслуживающего персонала — в теплых помещениях.

конструкция котла и его основных частей должна обеспечивать надежность, долговечность и безопасность эксплуатации на расчетных параметрах в течении расчетного ресурса безопасной работы котла. Внутреннее устройство в паровой и водяной частях барабанов котлов, препятствующее осмотру их поверхности, а также проведению дефектоскопии должны выполняться съемными. температура стенок элементов котла, пароперегревателя и экономайзера не должна превышать значения, принятого в расчетах на прочность. Конфигурация размещенных в газоходах труб должна исключать возможность образования в них паровых мешков пробок. Конструкция котла должна обеспечивать возможность равномерного прогрева его элементов при растопке и нормальном режиме работы, а также возможность свободного расширения отдельных элементов котла. Участки элементов котла и трубопроводов с повышенной температурой поверхности доступны для обслуживающего персонала и должны быть покрыты изоляцией, обеспечивающей температуру наружной поверхности не более 55ºС при температуре окружающей среды не более 25ºС. Конструкция котла и его основных частей должна обеспечивать надежность, долговечность и безопасность эксплуатации на расчетных параметрах в течении расчетного ресурса безопасной работы котла. Внутреннее устройство в паровой и водяной частях барабанов котлов, препятствующее осмотру их поверхности, а также проведению дефектоскопии должны выполняться съемными. температура стенок элементов котла, пароперегревателя и экономайзера не должна превышать значения, принятого в расчетах на прочность. Конфигурация размещенных в газоходах труб должна исключать возможность образования в них паровых мешков пробок. Конструкция котла должна обеспечивать возможность равномерного прогрева его элементов при растопке и нормальном режиме работы, а также возможность свободного расширения отдельных элементов котла.

Участки элементов котла и трубопроводов с повышенной температурой поверхности доступны для обслуживающего персонала и должны быть покрыты изоляцией, обеспечивающей температуру наружной поверхности не более 55ºС при температуре окружающей среды не более 25ºС.

Конструкция котла должна обеспечивать удаление воздуха из всех элементов, находящихся под давлением, в которых могут образовываться воздушные пробки при заполнении и пуске. Устройство газоходов должно исключать возможность образования взрывоопасных скоплений газов, а также обеспечивать условия, необходимые для очистки газоходов от отложений продуктов сгорания.

Нижний допустимый уровень воды в газотрубных (жаротрубных) котлах должен быть не менее чем на 100 мм выше верхней точки поверхности нагрева котла. Иногда допускается уменьшение этой величины, если более низкий уровень подтверждается специальными расчетами. Верхний допустимый уровень воды в паровых котлах должен обеспечивать предупреждение попадания воды в пароперегреватель или паропровод.

Для барабанов и коллекторов должны применяться лазы и лючки в соответствии с определенными требованиями. В барабанах лазы выполняются круглой, эллиптической или овальной формы (диаметр круглого лаза должен быть не менее 400 мм). Если масса крышки лаза более 30 кг, то она должна быть снабжена приспособлением для облегчения открывания и закрывания.

В стенках топки и газоходов предусматриваются лазы, смотровые окна, гляделки, обеспечивающие возможность контроля горения и состояния поверхности нагрева, обмуровки, изоляции обогреваемых частей барабанов и коллекторов. На котлах с избыточным давлением газов в топке лючки и смотровые окна газоходов должны быть оснащены устройствами, исключающими выбивание газа наружу при их открывании.

Конечная температура воды в чугунном экономайзере должна быть не менее чем на 20ºС ниже температуры насыщения пара в котле.

Вальцовочные соединения, выполненные с применением ручной или механической вальцовки, а также с применением взрыва внутри вальцуемой трубы, используется для труб с наружным диаметром не более 102 мм при температуре стенки трубы в месте вальцовки в условиях эксплуатации не более 400ºС. При этих же ограничениях допускается использование вальцовочного соединения с обваркой трубы до и после вальцовки.

Каждый котел должен иметь трубопроводы:

подвода питательной или сетевой воды;

  • продувки котла и спуска воды при его остановке;
  • удаление воздуха из котла при заполнении его водой и растопке;
  • продувки пароперегревателя и паропровода;
  • отбора проб воды и пара;
  • ввода в котловую воду корректирующих реагентов в период эксплуатации и моющих реагентов при химической очистке котла;
  • отвода воды или пара при растопке и остановке;
  • разогрева барабанов при растопке.
  • Продувочный трубопровод должен отводить воду в емкость, работающую без давления (допускается емкость под давлением, если обеспечивается не менее десятикратного перепада давления между емкостью и элементом котла). На всех участках паропровода, которые могут быть отключены запорными органами, должны быть установлены дренажи, обеспечивающие отвод конденсата.
  • Бесшовные трубы должны изготавливаться из катанной, кованной или центробежно-литой заготовки. Применение электросварных труб с продольным или спиральным швом допускается при условии выполнения радиографического или ультразвукового контроля сварного шва по всей длине. каждая бесшовная или сварная труба должна проходить гидравлическое испытание пробным давлением.
  • Для выявления дефектов сварки, вальцовки и т.д. применяются проникающие методы неразрушающего контроля:
  • радиографический;
  • ультразвуковой;
  • магнитно-порошковый;
  • цветная дефектоскопия.
  • Стыковые сварные соединения, выполненные при ремонте, должны быть проверены радиографией или ультразвуком по всей длине сварных соединений.
  • Гидравлическому испытанию подлежат все котлы и их элементы после изготовления:
  • все трудные, сварные, литые, фасонные и другие элементы и детали, а также арматура, если они не прошли гидравлические испытания на месте их изготовления (гидравлические испытания вышеперечисленных элементов и деталей не являются обязательными, если они подвергаются 100%-му ультразвуком или другим радиационным неразрушающим методом дефектоскопии);
  • элементы котлов в собранном виде;
  • котлы, пароперегреватели и экономайзеры после их монтажа (если проведение гидравлического испытания невозможно отдельно от котла, то испытания проводятся совместно для всего котлоагрегата). минимальное значение пробного давления при гидравлическом испытании для котлов, пароперегревателей, экономайзеров, а также для трубопроводов в пределах котла принимаются:
  • — при рабочем давлении не более 0,5 МПа: РП=1,5Р, но не ниже 0,2Мпа;
  • — при рабочем давлении более 0,5 МПа: РП=1,25Р, но не менее (Р+0,3).
  • При гидравлических испытаниях барабанных котлов, а также пароперегревателей и экономайзеров за рабочее давление принимается давление в барабане котла, а для котлов с принудительной циркуляцией (безбарабанных и прямоточных) — давление питательной воды на входе в котел.
  • максимальное значение пробного давления устанавливается расчетами на прочность и согласовывается с Госгортехнадзором.
  • После термообработки и обнаружения дефектов обязательны гидравлические испытания котла и всех его элементов. Гидравлические испытания производятся водой не ниже 5ºС и не выше 40ºС, если в технических условиях не указаны значения температур. Разница температур металла и окружающего воздуха во время испытаний не должны вызывать выпадения влаги на поверхностях объекта испытаний. Время выдержки под пробным давлением должно быть не менее 10 минут. после выдержки под пробным давлением его снижают до рабочего, при котором производят осмотр всех соединений. Давление воды при испытании контролируется двумя манометрами (из которых один имеет класс точности не ниже 1,5). использование сжатого воздуха или газа для подъема давления не допускается. После проведения гидравлического испытания необходимо обеспечить удаление воды. Агрегат считается выдержавшим испытание, если не будет обнаружено остаточной деформации, трещин или признаков разрыва.
  • У котлов, имеющих пароперегреватель, на паропроводе до главной задвижки должен быть установлен прибор для измерения температуры перегретого пара. У котлов с промежуточным перегревом пара приборы для измерения температуры устанавливаются на входе и выходе пара. При наличии на котле пароохладителя для регулирования температуры перегретого пара до пароохладителя и после него должны быть установлены приборы для измерения температуры пара на входе воды в экономайзер и на выходе из него, а также на питательных паропроводах паровых котлов без экономайзеров, должны быть установлены приборы для измерения температуры питательной воды. Для водогрейных котлов приборы измерения температуры воды должны быть установлены на входе и выходе воды. Допустимая температура горячей воды должна быть отмечена на шкале термометра красной чертой. При работе котлов на жидком топливе, на топливопроводе в непосредственной близости от котла должен быть установлен термометр для измерения температуры топлива перед форсунками. Допускается дистанционный контроль этой температуры с установкой вторичного прибора на щите управления котлом. Для контроля за температурой металла и предупреждения повышения ее сверх допустимых значений при растопках, остановках, маневренных режимах котла должны быть предусмотрены приборы для измерения температуры стенки его элементов: барабанов, трубных решеток и т.д. На входе питательной воды в котел должны быть установлены обратный клапан, предотвращающий выход воды из котла, и запорный орган. У водогрейных котлов следует устанавливать по запорному органу на входе воды в котел и на выходе из него. У котлов с давлением больше 0,8 Мпа на продувочном, дренажном и на трубопроводе отбора проб воды (пара) должны быть установлены не менее двух запорных органов, либо один — запорный и один — регулирующий. При давлении больше 10 Мпа на этих трубопроводах кроме того устанавливаются и дроссельные шайбы. При отводе среды от котла в сборный бак (сепаратор, расширитель и т.д.) с меньшим давлением, чем в котле, сборный бак должен быть защищен от повышения давления выше расчетного. На питательных линиях каждого котла должна быть установлена регулирующая арматура.
  • Паровые котлы с камерным сжиганием топлива должны быть оборудованы автоматическими устройствами, прекращающими подачу топлива к горелкам при снижении уровня, а для прямоточных котлов — расхода воды ниже допустимого.
  • Водогрейные котлы с камерным сжиганием топлива должны быть оборудованы автоматическими приборами, прекращающими подачу топлива в топку котла в случае:
  • повышения давления воды в выходном коллекторе котла более чем на 5% от расчетного или разрешенного давления;
  • понижения давления воды в выходном коллекторе котла до значения, соответствующего давлению насыщения, при максимальной температуре воды на выходе из котла;
  • повышения температуры воды на выходе из котла до значения, соответствующего температуре насыщения при рабочем давлении в выходном коллекторе, уменьшенной на 20ºС;
  • уменьшения расхода воды через котел до значения, при котором недогрев воды до температуры кипения на выходе из котла при максимальной нагрузке и рабочем давлении в выходном коллекторе достигает 20ºС.
  • На котлах должны быть установлены автоматически действующие звуковые сигнализаторы верхнего и нижнего предельных положений уровня воды.
  • Паровые и водогрейные котлы при камерном сжигании топлива должны быть оборудованы автоматическими устройствами для прекращения подачи топлива в топку в следующих случаях:
  • при погасании факела в топке;
  • при отключении всех дымососов или прекращении тяги;
  • при отключении всех вентиляторов.
  • Паровые котлы независимо от типа и паропроизводительности должны быть снабжены автоматическими регуляторами питания; это требование не распространяется на котлы-бойлеры, у которых отбор пара на сторону, помимо бойлера, не превышает 2т/ч.
  • Питание котлов может быть групповым с общим для подключенных котлов питательным трубопроводом или индивидуальным — только для одного котла (включение котлов для питания в одну группу допускается, если разница в рабочем давлении не превышает 15%).
  • Для питания котлов водой допускается применение:
  • центробежных и поршневых насосов с электроприводом;
  • центробежных и поршневых насосов с паровым приводом;
  • паровых инжекторов;
  • насосов с ручным приводом.
  • использование водопровода допускается только в качестве резервного источника питания котлов при условии, что минимальное давление воды в водопроводе перед регулирующим органом питания котла превышает расчётное или разрешённое давление в котле не меньше чем на 0,15 МПа. На питательном трубопроводе между запорным органом и поршневым насосом, у которого нет предохранительного клапана, и создаваемый напор показывает расчётное давление трубопровода, должен быть установлен предохранительный клапан.
  • Стационарные котлы должны устанавливаться в зданиях и помещениях, отвечающих требованиям СниП II-35-76 (Котельные установки), СниП II-58-75 (Электростанции тепловые) и настоящих правил.
  • Установка котлов вне помещений допускается в том случае, если котёл спроектирован для работы в заданных климатических условиях.
  • Место установки котлов внутри производственных помещений должно быть отделено от остальной части помещений несгораемыми перегородками по всей высоте котла, но не ниже 2 м с устройством дверей. В зданиях котельной не разрешается размещать бытовые и служебные помещения, которые не предназначены для персонала котельной, а так же мастерские, не предназначенные для ремонта котельного оборудования. Уровень пола нижнего этажа котельного помещения не должен быть ниже планировочной отметки земли, прилегающей к зданию котельной. Устройство приямков в котельной не допускается.
  • Площадки и ступени лестниц могут быть выполнены:
  • -из просечно-вытяжного листа;
  • -из рифленой листовой стали или из листа с негладкой поверхностью, полученной наплавкой или другим способом:
  • -из сотовой или полосовой (на ребро) стали с площадью просвета ячеек не более 12 см2.
  • Применение гладких площадок и ступеней лестниц, а также выполнение их из прутковой (круглой) стали запрещается.
  • Площадки и ступени лестниц в котельной полуоткрытого и открытого типов должны быть выполнены ил просечно-вытяжного листа, сотовой или полосовой стали.
  • Лестницы должны иметь ширину не менее 600 мм, высоту между ступенями не более 200 мм. Ширину ступеней не менее 80 мм. Лестницы большой высоты должны иметь промежуточные площадки. Расстояние между площадками должно быть не более 4 м.
  • Лестницы высотой более 1.5 м должны иметь угол наклона к горизонтали не более 50°.
  • Ширина свободного прохода площадок должна быть не менее 600 мм, а для обслуживания арматуры, котельно-измерительных приборов и другого оборудования — не менее 800 мм. свободная высота над полом площадок и ступенями лестниц в котельной должна быть не менее 2м.
  • Котёл должен быть немедленно остановлен и отключён действием защит или персоналом в следующих случаях:
  • при обнаружении неисправности предохранительного клапана;
  • если давление в барабане котла поднялось выше разрешенного на 10% и продолжает расти;
  • при снижении уровня воды ниже нижнего допустимого уровня;
  • при повышении уровня воды выше верхнего допустимого уровня;
  • при прекращении действия всех питательных насосов;
  • при прекращении действия всех водоуказательных приборах;
  • если в основных элементах котла обнаружены трещины, выпучины, пропуски в сварных швах, обрыв анкерного болта;
  • недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек;
  • при погасании факела в топке при камерном сжигании топлива.

Порядок аварийной остановки должен быть указан в производственной инструкции, причины аварийной остановки должны быть указаны в производственном журнале.

Расстояние от фронта котлов до противоположной стены котельной — 3м, расстояние от выступающих частей горелочных устройств до стены котельного помещения — 1м (СниП II — 35 — 76).

Перед фронтом котлов допустима установка насосов или другого оборудования, если оно не мешает обслуживанию котлов. Расстояние от верхней площадки обслуживания котла до нижних конструктивных частей котельной не менее двух метров. Постоянные площадки и лестницы должны иметь перила 0,9м со сплошной обшивкой к низу шириной не менее 100мм. Переходные площадки и лестницы имеют перила с двух сторон. Площадки более 5м имеют два выхода в разных концах. Для управления работы котла и экономайзера они оснащены контрольно-измерительными приборами и приборами безопасности, доступными для обслуживания и наблюдения. В барабанных котлах есть лазы овальной формы, размером мм. Крышки лазов массой 30кг имеют соответствующее приспособление для облегчения открывания. Элементы котла, куда невозможно проникнуть человеку, снабжаются овальными и круглыми отверстиями не менее 80мм. В топках и газоходах глазки, обеспечивающие наблюдения за горением, состоянием на поверхности нагрева и футеровки. Согласно СниП — 35 — 75 «Нормы проектирования отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха».

Вентиляция и отопление обеспечивает удаление излишков влажности, вредных газов, пыли и поддерживает следующую температуру: в зоне постоянного пребывания обслуживающего персонала температура в зимний период не менее 12 оС, а летом не более температуры наружного воздуха, в остальных местах возможного пребывания человека температура не должна превышать более чем на 15 оС температуру основной зоны. Предусматривается вентиляция производственных и вспомогательных помещений. Отопление — за счет водяного отопления, которое обеспечивает равномерную температуру в помещении в соответствии с СниП II-33-75 и санитарных норм проектирования СН 245-71.

Все элементы котлов, трубопроводов, пароперегревателей, экономайзеров и вспомогательного оборудования с высокой температурой стенки наружной поверхности 45 оС и выше, расположенные в местах, доступных для обслуживающего персонала, покрываются тепловой изоляцией, температура поверхности которой не превышает 45 оС.

Все производственные, вспомогательные, бытовые помещения, проходы, проезды и определенные участки территории котельной предусматривается освещать. Для этого предусматривается естественное и искусственное освещение. Освещенность составляет: машинные залы, насосные — 75лк. Котлы: площадки обслуживания — 30лк, площадки и лестницы котлов и экономайзеров, проходы за котлами — 20лк. Во взрывоопасных зонах применяются взрывозащитные светильники. Аварийное освещение предусмотрено для продолжения работы в аварийной ситуации. Его освещенность — не менее 5% от рабочего освещения при общей системе, но не менее 2лк. Для эвакуации людей достаточна освещенность 0,5лк.

Учебная работа. Реконструкция отопительно-производственной котельной г. Октябрьский