Модернизация паровой котельной

 

Анотація

 

В даній роботі проведено модернізацію теплової схеми  парової котельні. Модернізація котельні полягає в заміні котлів Е 1/9 на котели ДКВР 4-13, які працюють на природному газі. З метою визначення характеристик котла ДКВР 4-13 проведено його тепловий розрахунок та розрахунок модернізованої теплової схеми котельні, підібрано основне та допоміжне обладнання. Також проведено теплові та конструктивні розрахунки змонтованих додатково охолодника випару деаератора та конденсатного баку з утилізатором пари вторинного скипання.

Робота складається  з пояснювальної записки та графічної  частини. Пояснювальна записка складається  із вступу, 4 розділів, висновків, списку використаної літератури та 4 додатків і містить 63 сторінки. Графічна частина складається із 7 листів формату А3.

 

 

Annotation

 

In this paper the thermal upgrading schemes steam boiler. Modernization of the boiler is to replace the boiler E 1/9 at DKVR 4-13, boiler that runs on natural gas. In order todetermine the characteristics of the boiler DKVR 4-13 conducted its thermal calculationand the calculation of heat-supply upgraded to match the main and auxiliary equipment. Also carried out therma and structural calculations mounted further evaporation cooler deaerator and condensate tank with a pair of secondary utilize fibrillation.

The work consists of an explanatory note and graphical part. Explanatory note consists of introduction, 4 chapters, conclusions, list of references and 4 applications, and includes 63 page. Graphic part consists of 7 sheets A3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗМІСТ

 

ВСТУП ………………………………………………………………………….6

1 ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ ПАРОВОЇ КОТЕЛЬНІ ЗА ІСНУЮЧОЮ ТЕПЛОВОЮ СХЕМОЮ ……………………………………………………………..7

1. Обгрунтування початкових даних …………………………………7
2. Розрахунок існуючої теплової схеми парової котельні …………..8
3. Перевірка устаткування котельні ………………………………...12
4. Висновки по роботі парової котельні за існуючою тепловою схемою…………………………………………………………………………15

2 ОБГРУНТУВАННЯ   І  БАГАТОВАРІАНТНИЙ АНАЛІЗ МОДЕРНІЗАЦІЇ ТЕПЛОВОЇ СХЕМИ ПАРОВОЇ КОТЕЛЬНІ …………………..16

2.1 Техніко-економічне обґрунтування модернізації ……………….16

2.2 Багатоваріантний  аналіз модернізації ……………………..……..16

2.3 Тепловий  розрахунок парового котла ДКВР 4-13……………….17

2.4 Обгрунтування модернізації теплової схеми парової котельні ...29

2.5 Порівняння техніко-економічних показників роботи котельні до і після модернізації ..…………………………………………………………...32

3 РОЗРОБКА ОХОЛОДНИКА ВИПАРУ З ДЕАЕРАТОРА ……………..35

3.1 Аналіз вихідних даних  і розробка технічних вимог  до об’єкту  проектування …………………………………………………………………35

3.2 Тепловий розрахунок вертикального кожухотрубного теплообмінника………………………………………………………………..35

3.3 Гідравлічний розрахунок теплообмінника ………………………39

3.4 Конструктивний розрахунок теплообмінника …………………...40

4 РОЗРОБКА СИСТЕМИ ВИКОРИСТАННЯ ВЕР ………………………..42

4.1 Опис об’єкту  проектування ……………………………………….42

4.2 Визначення кількості пари вторинного скипання ……………….43

4.3 Розрахунок утилізатора пари вторинного скипання …………….44

4.3 Оцінка економічної ефективності установки ……………………46

5 ОХОРОНА ПРАЦІ………………………………………………………….48

5.1 Аналіз умов  праці…………………………………………………..48

5.2 Заходи покращення  умов праці……………………………………49

5.3 Розрахунок блискавко захисту…………………………………….51

ВИСНОВКИ …………………………………………………………………..53

ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ.. ……………………………………………………..54

Додаток А – Технічне завдання ……………………………………………..55

Додаток Б –  Математична модель розрахунку теплової схеми котельні …58

Додаток В – Специфікації .…………………………………………………...60

 

 

Вступ

 

Сьогодні існуює багато теплогенеруючих підприємств, в експлуатації яких знаходиться морально і фізично застаріле обладнання. Недостатня ефективність роботи таких підприємств призводить до перевитрати палива в час, коли існує тенденція зростання вартості на паливні ресурси і електроенергію. В умовах недостатнього або повної відсутності фінансування промислової теплоенергетики, треба шукати шляхи для покращення роботи обладнання. Значної економії коштів можна досягнути також за рахунок енергозбереження.

Більшість працюючих  сьогодні котелень в якості палива використовують природний газ, замінити який можна мазутом або вугіллям, але це несе за собою витрати на заміну котлів і допоміжного обладнання. І сьогодні такі види палива як вугілля і мазут не завжди є доступними. Потрібно підбирати паливо, яке є поширеним, яке легко транспортувати та яке має доступну ціну.

Розвиток господарства країни безпосередньо пов’язаний з  використанням теплової енергії. Даний  вид енергії є гідним конкурентом  електричній. Потреба в тепловій енергії задовольняється за рахунок  використання парових і водогрійних котлів, що експлуатуються на промислових підприємствах та електростанціях. Все більша потреба в котлових установках в теперішній час виникає в приватному секторі. Енергетична криза в державі призвела до поширення автономізації в виробництві теплової енергії.

В парових котельнях  відпуск теплоти відбувається виробленою насиченою або перегрітою парою. Парові котельні в основному є  суто виробничими котельнями, в яких передбачається використання пари для  виробничих потреб. Але існують і  виробничо-опалювальні парові котельні, в яких крім виробничого навантаження присутнє опалювальне.

Парові котли  призначені для отримання пари  (як правило, водяної) за рахунок теплоти, отриманої при згорянні палива, теплоти  відхідних газів і теплоти  конденсату (котли конденсатного типу).

Теплові мережі виконуються двотрубними, оскільки подаючі трубопроводи призначені для подачі гарячої водяної пари від теплових джерел до систем тепловикористання та зворотних трубопроводів для повернення конденсату до теплових джерел для повторного підігріву [1].

Тема даної  роботи є досить актуальною, оскільки сьогодні активно проводиться програма енергозбереження. Енергоресурси дорожчають, для їх економії потрібно застосовувати  якісне, економне обладнання. Робота пов’язана  з впровадженням ефективних технологій вироблення та споживання теплової енергії в виробничо-опалювальних котельнях.

Метою роботи є модернізація теплової схеми котельні з метою  підвищення ефективності її роботи та енергозбереження.

Завданням є провести аналіз роботи котельні за існуючою тепловою схемою, розглянути кілька варіантів модернізації для досягнення зазначеної мети, побудувати математичну модель для розрахунку теплової схеми за оптимальним варіантом модернізації та порівняти техніко-економічні показники котельні до і після модернізації.

1 ХАРАКТЕРИСТИКА  РОБОТИ ПАРОВОЇ КОТЕЛЬНІ ЗА ІСНУЮЧОЮ ТЕПЛОВОЮ СХЕМОЮ

 

1.1 Обгрунтування  початкових даних

 

Котельня, яка розглядається в даній роботі, працює для забезпечення парою комунального підприємства, опалення приміщень та гарячого водопостачання.

У котельні встановлені нагрівачі  технологічної води, пара на які  подається через РОУ (редукційні охолоджувальні  установки) з котла. Пара виробляється котлами  Е 1/9 (5 робочих і 1 резервний), які працюють на природному газі.

Пара також відбирається на власні потреби котельні. Теплота продувальної води, пари вторинного скипання якої відділяються в РПБ (розширнику безперервної продувки), використовується для підігріву додаткової хімочищеної води за допомогою ОПВ (охолодника продувальної води). Зниження жорсткості води виконується на ХВО. Хімочищена вода підігрівається в ОПВ та надходить в деаератор. Зливний конденсат з ОПВ має температуру 40 ^{oC [2].}

^{Температурний графік котельні на ГВП складає 55/15oC, на опалення – 90/70 oC. Температура додаткової води становить: в опалювальний період - 10 oC; в середньоопалювальний - 15 oC; в міжопалювальний - 20 oC.}

Принципова  теплова схема парової котельні показана на рисунку 1.1.

 

 

Рисунок 1.1 – Теплова схема парової котельні

 

Котельня виробляє насичену пару із вказаними на рисунку параметрами, яка транспортується до пральні. Конденсат відпрацьованої пари надходить до деаератора в кількості 40 % з температурою 50 ^оС. На технологічного споживача надходить 3 т пари. Сумарна потужність систем опалення і гарячого водопостачання становить 1,81 МВт. 70 % від сумарної потужності приходиться на підігрівник води в системі опалення, конденсат з якого повертається в кількості 30% з температурою 70 ^оС. 30 % від сумарної потужності приходиться на підігрівник води в системі гарячого водопостачання, конденсат з якого повертається з температурою 15 ^оС в кількості 30 %.

 

1.2 Розрахунок існуючої теплової схеми парової котельні

 

Початкові дані:

− витрата пари на промисловий споживач D_пс = 0,83 кг/с;

− теплова потужність підігрівника системи опалення

а) в опалювальний період року Q_оп  = 1267 кВт;

б) в середньо опалювальному режимі Q_оп  = 633,5 кВт;

− теплова потужність підігрівника системи ГВП Q_гвп  = 543 кВт;

− тиск в РОУ Р_роу = 5 бар;

− ККД охолодника продувальної води η_опв = 98 %;

− ККД котла η_к = 88 %.

 

За допомогою  таблиць теплофізичних властивостей води і водяної пари визначаємо ентальпії води, пари і конденсату [3]:

− пара за котлом h_о = 2774 кДж/кг;

− котлова вода (Р_кв = 1,1 МПа) h_кв = 781 кДж/кг;

− живильна вода (t_жв = 104^оС) h_жв = 436 кДж/кг;

− насичена пара після РОУ (Р = 5 бар) h_сп = h_д = h_гвп  = h_оп = 2749 кДж/кг;

− насичена пара з РБП (Р = 0,95 бар) h΄΄_рбп = 2776 кДж/кг;

− конденсат з РБП (Р = 0,95 бар) h΄_рбп = 753 кДж/кг;

− зливний конденсат з ОПВ (t_зл = 40^оС) h_зл = 168 кДж/кг;

− конденсат з промислового споживача (t_пс = 50^оС) h_кпс = 209 кДж/кг;

− конденсат з РОУ (Р = 5 бар) h_кроу  = 640 кДж/кг;

− конденсат від підігрівника води на ГВП (t = 15^оС) h_кгвп  = 63 кДж/кг;

− конденсат від підігрівника води на опалення (t = 70^оС) h_коп  = 293 кДж/кг.

 

Потужність  промислового споживача

 

Q_кпс=D_кпс∙[(h_пс-h_кпс)+(1-α_кпс)∙(h_кпс-h_дв)] [кВт].                        (1.1)

 

Витрата конденсату, що повертається від промислового споживача

 

G_кпс= D_кпс∙α_кпс [кг/с].                                          (1.2)

 

Витрата пари на підігрівник води на ГВП

 

D_гвп=Q_гвп/[(h_гвп-h_кгвп)+(1-α_кгвп)∙(h_кгвп-h_дв)] [кг/с].                    (1.3)

 

 

Витрата конденсату, що повертається від підігрівника води на ГВП

 

G_кгвп= D_кгвп∙α_кгвп [кг/с].                                          (1.4)

 

Витрата пари на підігрівник води на опалення

 

D_оп=Q_оп/[(h_оп-h_коп)+(1-α_коп)∙(h_коп-h_дв)] [кг/с].                          (1.5)

 

Витрата конденсату, що повертається від підігрівника води на опалення

 

G_коп= D_коп∙α_коп [кг/с].                                              (1.6)

 

Витрата охолодної води на одиницю гострої пари РОУ

 

g=(h₀-h_пс) /[(h_кроу-h_жв)+φ∙(h_пс-h_кроу)] ,                                    (1.7)

де φ – частка живильної води, що в РОУ перетворюється на пару.

 

Витрата пари на РОУ

 

D_роу=( D_пс + D_оп + D_гвп + D_д)/(1+φ∙g) [кг/с],                            (1.8)

де D_д – витрата пари на заживлення деаератора, кг/с.

 

Витрата води на РОУ

 

 [кг/с].                                               (1.9)

 

Витрата конденсату з РОУ

 

 [кг/с].                                              (1.10)

 

Витрата пари з котла

 

 [кг/с].                                (1.11)

 

Витрата пари на РБП

 

D_рбп=D₀∙p∙(h_кв-h^’_рбп)/(h^’’_рбп- h^’_рбп ) [кг/с],                          (1.12)

де D₀ – паровидатність котельні, кг/с;

p – частка безперервної продувки;

 

Витрата води на РБП

 

 [кг/с].                                           (1.13)

 

Витрата живильної  води

 

 [кг/с],                                  (1.14)

де α_вп  – частка води, що витрачається на власні потреби. α_вп = 2 %.

 

Матеріальний  баланс деаератора

 

                   (1.15)

 

Підставимо  значення та знайдемо витрату додаткової води G_дв.

 

Ентальпія додаткової води після підігріву в ОПВ

 

h^’_дв= h_дв+G_рбп∙( h^’_рбп-h_зл)/ G_дв [кДж/кг].                          (1.16)

 

Тепловий баланс деаератора:

 

 .                                                               (1.17)

 

Підставимо значення та отримаємо  витрату пари на деаератор D_д.

 

Потужність  охолодника продувальної води

 

,                                  (1.18)

де h_то - ККД теплообмінника.

 

Потужність  котельні

 

                         (1.19)

 

Витрата умовного палива

 

В_у=Q_к/(Q^р_ну∙h_к) [кг/с],                                           (1.20)

де Q^р_ну – теплота згоряння умовного палива кДж/кг.

 

Витрата робочого палива

 

В_р=Q_к/(Q^р_н∙h_к) [м³/с],                                                (1.21)

де Q^р_н – теплота згоряння робочого палива, кДж/м³.

 

 

 

ККД котельні по відпуску теплоти

 

h^відп_к=[D₀∙( h_оп-h_жв)+ D₀ ∙р∙(h_кв-h_жв)]/ (Q^р_н ∙В_р).                     (1.22)

 

Річна витрата  палива

 

 [тис.м³/рік].                  (1.23)

 

^{Результати  розрахунків показників існуючої теплової схеми котельні в опалювальний та між опалювальний періоди та в середньоопалювальному режимі зведено в таблицю 1.1.}

 

^{Таблиця 1.1 – Результати розрахунку показників існуючої теплової схеми котельні}

Параметри	Позначення	Одиниця вимірювання	ОП	СОП	МОП
1	2	3	4	5	6
Ентальпія додаткової води		кДж/кг	42	63	84
Потужність  промислового споживача		кВт	2191	2181
Витрата конденсату, що повертається від промислового споживача		кг/с	0,33	0,33
Потужність  підігрівника води на ГВП	Qгвп	кВт	543	543	543
Витрата пари на підігрівник води на ГВП		кг/с	0,2	0,2
Витрата конденсату, що повертається від підігрівника води на ГВП	Gкгвп	кг/с	0,06	0,06
Потужність  підігрівника води на опалення	Qоп	кВт	1267	633,5	-
Витрата пари на підігрівник води на опалення	Dоп	кг/с	0,48	0,24	-
Витрата конденсату, що повертається від підігрівника води на опалення	Gкоп	кг/с	0,14	0,07	-
Частка живильної  води, що в РОУ перетворюється на пару	φ	-	0,8	0,8	0,8
Витрата охолодної  води на одиницю гострої пари РОУ	g	-	0,013	0,013	0,013
Витрата води на деаератор	Dд	кг/с	0,22	0,18	0,14
Витрата пари з  котельні	D0	кг/с	1,73	1,45	1,17
Витрата додаткової води	Gдв	кг/с	1,05	0,87	0,69
Витрата живильної  води	Gжв	кг/с	1,81	1,52	1,23
Витрата води на РБП	Gрбп	кг/с	0,043	0,036	0,029
Витрата пари з  РБП	Dрбп	кг/с	0,0006	0,0005	0,0004
Витрата конденсату з РОУ	Gкроу	кг/с	0,0003	0,00025	0,0002
Витрата води на РОУ	Gроу	кг/с	0,023	0,019	0,015

Продовження таблиці 1.1

1	2	3	4	5	6
Витрата пари на РОУ	Dроу	кг/с	1,71	1,44	1,16
Ентальпія води після підігріву в ОПВ	h’дв	кДж/кг	66	87	108
Потужність охолодника продувальної води	Qопв	кВт	24,5	20,6	16,6
Потужність  котельні	Qк	МВт	4,066	3,413	2,753
Витрата умовного палива	Ву	кг/с	0,16	0,13	0,11
Витрата робочого палива	Вр	м3/с	0,13	0,11	0,1
ККД котельні по відпуску теплоти		-	0,87	0,87	0,87
Річна витрата палива	Вріч	тис.м3/рік	3415

 

^{1.3 Перевірка устаткування котельні}

 

Подача вентилятора

 

Q_в=k∙В_р∙V⁰∙α_в∙(t_в+273)/273∙3600 [м³/год],                           (1.24)

де k – коефіцієнт запасу, що дорівнює 1,1;

V⁰ – теоретична кількість повітря, необхідна для згорання 1 м³ газу, м³/м³;

α_в – коефіцієнт надлишку повітря перед вентилятором;

t_в – температура повітря перед вентилятором, °С.

 

Робоча потужність електроприводу вентилятора

       

N_в=1,1∙ Q_в /3,6∙Н_в/h_в [кВт],                                        (1.25)

де Н_в – напір вентилятора ВД – 6. Н_в = 217 Па;

η_в – ККД вентилятора η_в = 0,67.

 

Подача димососа

 

Q_д=k∙В_р∙(V⁰_г+(α_д-1)∙V⁰)∙(t_д+273)/273∙3600 [м³/год],           (1.26)

де V_г⁰ – теоретичний об’єм продуктів згорання палива, м³/м³;

α_д – коефіцієнт надлишку повітря перед димососом;

t_д – температура димових газів перед димососом, °С.

 

Робоча потужність електроприводів димососів

 

N_д=1,1∙ Q_д /3,6∙Н_д/h_д [кВт],                                     (1.27)

де Н_д – напір димососа Д-10. Н_д = 950 Па;

η_д – ККД димососа η_д = 0,61.

 

 

 

Сумарна робоча електрична потужність тягодуттєвих установок

 

 [кВт].                                                (1.28)

 

Подача живильного насоса

 

V_жн=1,1∙G_жв∙3600/ρ_жв [м³/год],                                    (1.29)

де ρ_жв – густина живильної води, кг/м³.

 

Напір живильного насоса

 

 [МПа].                                          (1.30)

 

Робоча потужність електроприводу живильного насоса

 

N_жн= V_жн∙Н_жн/(3600∙h_н∙h_ем) [кВт],                             (1.31)

де η_н – ККД насоса ЦВ-5/140.

 

Подача насоса додаткової води

 

V_ндв=1,1∙G_дв∙3600/ρ_дв [м³/год].                           (1.32)

 

Робоча потужність електроприводу насоса додаткової води

 

N_ндв= V_ндв∙Н_ндв/(3600∙h_н∙h_ем) [кВт],                          (1.33)

де η_н – ККД насоса 1,5 К-8/19.

 

Подача мережного насоса для системи ГВП

 

V_гвп=1,1∙G_мв∙3600/ρ_мв [м³/год].                                    (1.34)

 

Робоча потужність електроприводу мережного насоса системи ГВП

 

N_гвп= V_гвп∙Н_гвп/(3600∙h_н∙h_ем) [кВт],                                (1.35)

де η_н – ККД насоса 2КМ 8/19.

 

Подача мережного насоса для системи опалення

 

V_оп=1,1∙G_мв∙3600/ρ_мв [м³/год].                                    (1.36)

 

Робоча потужність електроприводу мережного насоса для системи опалення

 

N_оп= V_оп∙Н_оп/(3600∙h_н∙h_ем) [кВт],                                (1.37)

де η_н – ККД насоса 4К-90-20.

Подача підживлювального насоса

 

V_пн=1,1∙2∙G_втр∙3600/ρ_жв [м³/год].                               (1.38)

 

Робоча потужність електроприводу мережного насоса для системи опалення

 

N_пн= V_пн∙Н_пн/(3600∙h_н∙h_ем) [кВт],                                (1.39)

де η_н – ККД насоса 2К-20-18.

 

Сумарна потужність електроприводів насосів

 

                                 (1.40)

 

Загальна потужність власних потреб

 

                                        (1.41)

де k – коефіцієнт запасу, що дорівнює 1,1.

 

Результати  розрахунків показників устаткування котельні в опалювальний і міжопалювальний періоди та в середньоопалювальному режимі наведені в     таблиці 1.2. Встановлене на котельні устаткування відповідає розрахованому, оскільки отримані показники не перевищують допустимі значення.

 

Таблиця 1.2 – Результати розрахунку показників устаткування котельні

Величини	Позначення	Розмірність	ОП	СОП	МОП
1	2	3	4	5	6
Подача вентиляторів	Qв	тис.м3/год	6,003	5,039	4,066
Потужність  електроприводів вентиляторів	Nв	кВт	2,78	2,34	1,89
Подача димососів	Qд	тис.м3/год	14,64	12,29	9,92
Потужність  електроприводів димососів	Nд	кВт	6,97	5,85	4,72
Загальна потужність тягодуттєвих установок	Nтд	кВт	48,76	40,93	33,02
Подача живильного насоса	Vжн	м3/год	7,46	6,26	5,05
Потужність  електропривода живильного насоса	Nжн	кВт	3,31	2,78	2,24
Подача насоса додаткової води	Vндв	м3/год	4,22	3,51	2,78
Потужність  електропривода насоса додаткової води	Nндв	кВт	0,56	0,47	0,38
Подача мережного насоса системи ГВП	Vгвп	м3/год	14,08	14,08	14,08
Потужність  електропривода мережного насоса системи ГВП	Nгвп	кВт	1,54	1,54	1,54
Подача мережного насоса системи опалення	Vоп	м3/год	67,1	33,55	-

 

Продовження таблиці 1.2

1	2	3	4	5	6
Потужність  електропривода мережного насоса системи опалення	Nоп	кВт	8,57	4,29	-
Подача підживлювального насоса	Vпн	м3/год	10,49	8,68	6,86
Потужність  електропривода підживлювального насоса	Nпн	кВт	1,14	0,94	0,74
Сумарна споживана  потужність насосів	Nн	кВт	15,13	10,01	4,9
Загальна потужність власних потреб	Nвп	кВт	70,27	56,04	41,71

 

1.4 Висновки по роботі парової котельні за існуючою тепловою схемою

 

Отже, недоліками теплової схеми  даної парової котельні є малий коефіцієнт корисної дії, велика витрата палива, висока температура відхідних газів, тому що котли Е 1/9 застарілі, працюють неефективно, їх ККД становить 88%. На котлах відсутні економайзери, температура відхідних газів, які викидаються в навколишнє середовище, становить 270 °С. Це пов’язано з великими втратами теплоти в навколишнє середовище [4].

Також на котельні працює атмосферний деаератор, з якого в навколишнє середовище викидається випар з високою температурою, тому додатково розроблено охолодник випару з деаератора.

 

2 ОБГРУНТУВАННЯ  І  БАГАТОВАРІАНТНИЙ АНАЛІЗ МОДЕРНІЗАЦІЇ ТЕПЛОВОЇ СХЕМИ ПАРОВОЇ КОТЕЛЬНІ

 

2.1 Техніко-економічне обґрунтування модернізації

 

Проведено аналіз роботи теплової схеми котельні лікарняного комплексу та зроблено висновки, що котельня працює не достатньо ефективно, неекономічно, з підвищеною витратою палива та значними втратами теплоти в навколишнє середовище, обладнання котельні застаріле та зношене. Котлоагрегати працюють більше тридцяти років, при номінальному навантаженні парових котлів типу Е 1/9 температура димових газів за котлом складає 270 ^°С. Потужності таких котлів не вистачає для забезпечення потреб споживачів. Тому потрібно провести модернізацію теплової схеми котельні, суть якої полягає в заміні котлів Е 1/9 на котли більшої потужності [5].