Реконструкция промышленно-отопительной котельной ООО «Завод ЖБК №2»

= кДж/кг – энтальпия питательной  воды на выходе из экономайзера  при t" = 150⁰С;

= 461 кДж/кг – энтальпия питательной  воды на входе в экономайзер,  t" = 60⁰С.

= 3267 кДж/м³.

Из таблицы 3.8 по найденной  энтальпии находим температуру  газов на выходе из экономайзера:

ν_вэ = 215⁰С.

 

3. 7 Аэродинамический  расчет

 

Величина аэродинамического  сопротивления поперечно омываемых  гладких пучков труб определим:

,         (3.72)

где ξ – коэффициент сопротивления пучка труб;

ρ_г – плотность продуктов сгорания при средней температуре;

W – средняя скорость продуктов сгорания.

Значение коэффициента сопротивления зависит от вида поверхности  нагрева, количества рядов и расположения труб в пучке и скорости продуктов  сгорания. По [2] для поперечно омываемых  коридорных пучков труб приняты зависимости.

Для первого пучка  при коридорном расположении труб. Коэффициент сопротивления:

ξ = ξ₀·z₂,          (3.73)

где z₂ = 14 шт. – количество рядов труб по глубине;

ξ₀ – коэффициент сопротивления отнесенный к одному ряду пучка;

,      (3.74)

где ψ = 6,6;

Число Рейнольдса определяется по формуле:

,          (3.75)

где ν = 112,1·10^-6 с^-1;

,

где П – параметр

ξ = 7·14 = 98

Для второго пучка  при коридорном расположении труб.

Коэффициент сопротивления:

z₂ = 14 шт.;

ξ = 7·9 = 63

.

Рассчитаем величину аэродинамического сопротивления  поперечно омываемых гладких пучков труб для экономайзера.

Значение коэффициента сопротивления зависит от вида поверхности  нагрева, количества рядов и расположения труб в пучке и скорости продуктов  сгорания. По [2] для поперечно омываемых  шахматных пучков труб приняты зависимости.

Коэффициент сопротивления:

ξ = ξ₀·(z₂ +1)         (3.76)

где z₂ = 16 шт. – число рядов труб по глубине пучка;

ξ₀ – коэффициент сопротивления отнесенный к одному ряду пучка, зависящий от σ₁ и ,         (3.77)

а также числа Re;

S₁ и S₂ – шаги труб по ширине и глубине пучка, мм;

 – диагональный шаг труб, м    (3.78)

ξ₀ = С_s·Re^-0,27         (3.79)

где С_s – коэффициент формы шахматного пучка

С_s = 3,2 + 0,66·(1,7 – φ)^1,5       (3.80)

С_s = 3,2 + 0,66·(1,7 – 0,11)^1,5 = 4,52 

ξ₀ = 4,52·(4,6·10⁴)^-0,27 = 0,3

ξ = 0,3·(16 + 1) = 5,1.

       При расчете коэффициента местного сопротивления для экономайзера учитываем вход в межтрубное пространство под углом 90⁰, равный 1,5, и выход из межтрубного пространства под углом 90⁰, равный 1,0.

.

Рассчитаем величину аэродинамического сопротивления  поперечно омываемых гладких  пучков.

Значение коэффициента сопротивления зависит от вида поверхности  нагрева, количества рядов и расположения труб в пучке и скорости продуктов сгорания. По [2] для поперечно омываемых шахматных пучков труб приняты зависимости:

z₂ = 24

С_s = 3,2 + 0,66·(1,7 – φ)^1,5

С_s = 3,2 + 0,66·(1,7 – 0,11)^1,5 = 4,52 

ξ₀ = 4,52·(4,25·10⁴)^-0,27 = 0,254

ξ = 0,254·(24 + 1) = 6,35.

При расчете коэффициента местного сопротивления для экономайзера учитываем вход в межтрубное пространство под углом 90⁰, равный 1,5, и выход из межтрубного пространства.

.

Суммарные потери по газовому тракту котла составили:

.

 

3.8 Сводная таблица  теплового расчета парогенератора

 

Таблица 8

	Величина	Обознач.	Размерн.	топка	КП	ВЭК
	температура газов на входе		°С	30	1000,51	308
	температура газов на выходе		°С	1000,51	308	139
	Тепловосприятие		кДж/м3	18221,58	11544,7	3771,5
	температура теплоносителя  на входе		°С	155,08	155,08	89
	температура теплоносителя  на выходе		°С	194	194	155,08
	скорость газов		м/с		6,9296	3,6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 КИП и автоматизация

 

        Для контроля и управления  котлами, использующими теплоту  сгорания природного газа, предусмотрены  в существующей операторной дополнительные щиты с приборами, отражающие состояние технологического процесса и обеспечивающие автоматическое управление.

       Система  контроля и автоматизации предусматривает решение следующих задач:дистанционный автоматический контроль параметров, определяющих качество технологического режима;автоматическое регулирование параметров для поддержания заданного режима работы;автоматическая сигнализация недопустимых отклонений технологических параметров от их установленных значений;хозяйственный учет потребляемой химочищенной воды и вырабатываемого пара и горячей воды.

Для отражения состояния  технологического процесса предусмотрен централизованный контроль следующих  параметров:

-давление питательной  воды и вырабатываемого пара;

-разрежение дымовых газов на входе и выходе из котла;

-температура перегретого  пара и дымовых газов после  котла;

-расход химочищенной  воды в деаэратор и питательной  воды из него, а также пара, потребляемого из заводской сети  и отдаваемого в нее.

      Помимо  перечисленных контролируемых параметров в схеме предусмотрена предупредительная и аварийная сигнализация отклонений технологических параметров:

-давления химочищенной  воды на входе в подогреватель,  питательной воды на нагнетании  насоса, перегретого пара;

-температуры подшипников насосов и дымососа, а также дымовых газов перед котлом;

-уровня воды в котле.

         Стабильная работа котла, его  безопасная эксплуатация и нормальные  условия работы обслуживающего  персонала обеспечиваются следующими  параметрами и их регулированием:

-давлением питательной  воды на входе в котел;

-температурой нагреваемых  химочищенной и питательной воды, а также пара -после редукционно-охладительной  установки (РОУ);

-уровнем воды в  деаэраторе и котле-утилизаторе.

         Ввиду взрывоопасности установки система контроля на пневматических, технических средствах с использованием серийно выпускаемых приборов. Электрические приборы приняты в исполнениях, обеспечивающих работу взрывоопасных установок.

Для измерения давления предусмотрены:

для местных замеров: манометры, показывающие общее давление типа МП-3-У, манометры мембранного типа МП-100М1;

для дистанционного измерения: манометры с пневмопередачей  сильфонные МС-П2 и пружинные МП-П2, тягомеры сильфонные с пневмопередачей  ТС-П2.

Для измерения температуры предусмотрены:

для местных замеров: стеклянные механические ртутные термометры типа ТТП;

для дистанционного измерения: термометры градуировки XK1L1.

Для измерения расхода  предусмотрены пневматические преобразователи  разности давлений тока типа ЗДД1 в комплекте с номерными диафрагмами типа ДК.

Регистрирующие и показывающие приборы размещены на щите в операторной.

Для регистрации давления, разрежения и контроля расхода предусмотрены  вторичные пневматические показывающие и регистрирующие приборы контроля типа ПВ4.

Для регистрации температуры  предусмотрены аналоговые показывающие и регистрирующие приборы типа А-543, для которых сигнал от термопары  преобразуется с помощью корректирующих преобразователей типа LLL-705.

Регулирование технологических  параметров (давления, температуры, уровня) осуществляется с помощью вторичных пневматических показывающих и регистрирующих приборов со встроенной станцией управления типа П1310.1П, работающих в комплекте с пневматическими регуляторами типа ПР3.

Для преобразования сигнала от термопар используются нормирующие преобразователи типа LLL-93.22Н и электропневматические преобразователи типа ЭП-3224-ЩП8.

Для измерения уровня предусмотрены пневматические буйковые уровнемеры типа УБ-ПБ.

В качестве исполнительных механизмов используются клапаны типа ПОУ8.95 с 94ИЖ, 25с48НЖ в зависимости от рабочих условий регулируемой среды.

Котел снабжен паровыми задвижками, а также вентилями  и задвижками для питательной  воды.

Для предупредительной  и аварийной сигнализации в операторной  используется устройство аварийной сигнализации типа УАС-20Б.

В качестве датчиков предусмотрены  термоконтактеры типа ТК-15, манометрические  сигнализирующие термометры типа ТГП-100ЭК, электрические манометры, показывающие и сигнализирующие типа ЭКМ-1У, буйковые сигнализаторы уровня СУ1.

Характеристики выбранных  средств контроля и автоматизации  приведены в таблице 4.1.

 

Таблица 4.1 – Краткое  описание и принципы действия основных приборов

Позиция	Параметр	Наименование	Значение	Место расположения	Наименование прибора
1	2	3	4	5	6
1-1 2-1	Давление	Пар из пароперегревателя	0-1,6 МПа 0,4 МПа	Трубопровод	Манометр сильфонный с пневмопередачей
1-2	Давление	Пар из пароперегревателя	0-1,6 МПа 0,4 МПа	Приборы по месту	Манометр сильфонный с пневмопередачей
1-3 2-3	Давление	Пар из пароперегревателя	0-1,6 МПа 0,4 МПа	В операторной на щите	Регистрирующий прибор контроля
3-1 4-1	Давление	Дымовые газы	0,7-0,3 кПа	На выходе из котла	Манометр сильфонный с пневмопередачей
3-2 4-2	Давление	Природный газ	0,7-0,3 кПа	На входе в горелку	Манометр сильфонный с пневмопередачей
3-3	Давление	Природный газ	0,7-0,3 кПа	На входе в горелку	Вторичный показывающий, регистрирующий и регулирующий прибор
5-1 6-1	Температура	Пар	2000С	Щит управления	Приборы контроля и регистрации
7-1	Температура	Отходящие газы	3000С	По месту	Термо-преобразователь  сопротивления
7-2	Температура	Дымовые газы	1500С	По месту	Электронный мост
8-1	Разрежение	Дымовые газы	-100 Па	По месту	Манометр
8-2	Разрежение	Дымовые газы	-100 Па	Щит преобразователей	Прибор показывающий с регулятором
9-1	Температура	Дымовые газы	1500С	По месту	Преобразователь сопротивления
9-2	Температура	Дымовые газы	1500С	Щит управления	Электронный мост
10-1	Расход	Вода	1 т/ч	По месту	Диафрагма
10-2	Расход	Вода	1 т/ч	Щит управления	Прибор показывающий с регулятором
10-3	Расход	Вода	1 т/ч	Щит управления	Прибор показывающий

 

 

Продолжение таблицы 4.1

1	2	3	4	5	6
11-1	Разрежение	Дымовые газы	50 Па	По месту	Манометр
11-2 11-3	Разрежение	Дымовые газы	50 Па	Щит преобразователей	Прибор показывающий
12-1	Давление	Дымовые газы	-140 Па	По месту	Манометр
12-2 12-3	Давление	Дымовые газы	-140 Па	Щит преобразователей	Прибор показывающий
13-1	Температура	Дымовые газы	1500С	По месту	Термо-преобразователь
13-2	Температура	Дымовые газы	1500С	Щит преобразователей	Электронный мост
13-3	Давление	Воздух	6 МПа	По месту	Манометр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Ожидаемые  технико-экономические показатели

    

  5.1 Расчет первоначальных капитальных затрат на сооружение 

     Стоимость  приобретаемого оборудования и строительно-монтажных работ приведена в таблице 8.1.

Таблица 8.1-Смета капитальных  затрат на сооружение комбинированной  ГТУ

Наименование приобретаемого оборудования, строительно-монтажных  работ	Коли- чество	Стоимость одной единицы, тыс.руб.	Полная стоимость, тыс.руб.	Номер и год прейскуранта
Котельный агрегат Е-4-14 ГМО	1	1877,9	1877,9	Каталог ОАО: “Бийский котельный  завод”
Экономайзер БВЭС-1-2	1	235	235
Дымосос ДН-9-1000	1	66,6	66,6
Вентилятор ВДН-8-1000	1	62	62
Трубы D=50 мм,  L=150 м	0,6т	22,5 тыс.руб./т	13,5
Задвижки D=50 мм	18 шт.	3,6	64,8	Каталог ООО «Инпром» Саратов-2006
КИПиА	-	710	710
Прочие	-	398	398
Общая стоимость оборудования			3427,8
Стоимость строительно-монтажных  работ			1371,12
Полная сметная стоимость			4798,92