Реконструкция узла утилизации теплоты установки получения высокооктанового бензина на ОАО «Новокуйбышевский НПЗ

0

 

Дипломный проект

«Реконструкция узла утилизации теплоты установки получения высокооктанового бензина на ОАО «Новокуйбышевский НПЗ»»

 

Содержание                                                                                                        5

Введение                                                                                                             7

1 Назначение и область применения установки                                             8                

1.1 Описание технологической схемы блока утилизации теплоты              9

     2 Патентный поиск по теме проекта                                                               11

3 Предварительное технико-экономическое обоснование                           18

4 Расчет основного и вспомогательного оборудования                               20

4.1 Расчет горения топлива                                                                             20

4.2 Расчет экономии греющего пара за счёт установки

теплообменника-утилизатора                                                                          22                                                              

4.3 Тепловой расчёт котла-утилизатора Г-580 ПЭ                                        24

4.3.1 Расчёт паропроизводительности котла                                                 24

4.3.2  Расчёт испарительной поверхности                                                     25               

4.3.3 Расчёт пароперегревателя                                                                      28                                       

4.3.4 Расчёт стального экономайзера                                                             33

4.4 Конструкторский расчет стального гладкотрубного

экономайзера                                                                                                    36

4.5 Расчет теплообменника со спирально-ленточным оребрением            42

4.6  Конструкторский расчет мембранного экономайзера                           47

4.7 Выбор дымососа                                                                                         52

4.8 Выбор насосов для перекачки химочищенной воды                              57

5 Электроснабжение                                                                                        60

 

5.1 Исходные данные                                                                                       60

5.2 Расчет электрических нагрузок                                                                61

5.3 Выбор силовых трансформаторов                                                            63

5.4 Разработка схемы электроснабжения                                                      64

5.5 Расчет токов короткого замыкания                                                          65

5.6 Выбор автоматических выключателей                                                    66

5.7 Выбор уставок защит по условиям несрабатывания

 в нормальных режимах                                                                                  68

5.8 Выбор кабелей                                                                                           70

5.9 Выбор магнитных пускателей                                                                 70

6 Контрольно-измерительные приборы и автоматика                                71

7 Охрана окружающей среды                                                                        80

7.1 Экологическая характеристика объекта                                                 80

7.2 Защита атмосферы от загрязнения вредными выбросами                    82

7.3 Защита гидросферы от загрязнения вредными выбросами                  86

7.4 Защита литосферы от загрязнения вредными выбросами                    88

7.5 Природоохранные мероприятия                                                              90

8 Безопасность эксплуатации установки ЛЧ-35-11/600                              92

9 Ожидаемые технико-экономические показатели                                     105

9.1 Определение интегральных показателей проекта                                 111

Заключение                                                                                                     116

Список использованных источников                                                           117



Реферат

 

Пояснительная записка содержит 117 листов, 21 таблицe, 12 рисунков, 11 источников.

КОТЕЛ-УТИЛИЗАТОР, ДЫМОВЫЕ ГАЗЫ, ТЕПЛООБМЕННИК-УТИЛИЗАТОР, ПИТАТЕЛЬНАЯ ВОДА, ПЕРЕГРЕТЫЙ ПАР, ЧИСТЫЙ ДИСКОНТИРОВАННЫЙ ДОХОД

Объект разработки – блок утилизации теплоты уходящих газов печи каталитического риформинга нефти установки ЛЧ-35-11/600.

Цель проекта – модернизировать систему утилизации теплоты  установки каталитического риформинга ЛЧ 35-11/600 предприятия "Новокуйбышевский НПЗ" с целью повышения ее энергоэффективности.

В работе предлагается техническое решение замены паро-водяного кожухотрубчатого теплообменника для подогрева химочищенной воды перед деаэратором на газо-водяной теплообменник-утилизатор теплоты отходящих газов после котлов-утилизаторов. Теплообменник-утилизатор предлагается разместить в существующем газоходе котла-утилизатора. Таким образом, в качестве греющего теплоносителя вместо острого пара будут использоваться продукты сгорания, выходящие из котла-утилизатора с температурой порядка 180 оС. Воду предполагается нагревать до температуры насыщения по давлению в деаэраторе, т.е. до 104 оС. Тогда весь пар, вырабатываемый котлом-утилизатором, пойдет непосредственно на технологические нужды завода (без отбора на паро-водяные теплообменники), что позволит уменьшить количество дорогостоящего покупного теплоносителя в виде пара с давлением 1,3 МПа и сократить таким образом эксплуатационные затраты на производство бензина. При внедрении работы экономия производственных издержек составит 6370 тыс.руб./год, ЧДД 14266 тыс.руб. за 10 лет, индекс доходности 6,48 руб./руб.

Дипломный проект был выполнен с помощью текстового редактора WORD и графического редактора AutoCAD.


Введение

 

Вопросы снижения энергетических затрат и повышения надежности энергоснабжения являются одними из наиболее актуальных для многих предприятий России. Высокий  уровень тарифов на электрическую и тепловую энергию, потребляемую предприятиями и социальной инфраструктурой отрасли, от централизованных электрических и тепловых сетей при недостаточно высокой надежности энергоснабжения определяют целесообразность осуществления мероприятий по уменьшению энергетических затрат. При современном уровне развития технологических производств задачи эффективного использования не могут быть решены без комплексного подхода к технологическим и энергетическим процессам.

В настоящей работе предложена система утилизации теплоты за технологическим оборудованием установки ЛЧ 35-11/600, позволяющая снизить издержки производства, связанные с закупкой пара из городской сети. В результате внедрения оптимальных, в данном случае, теплообменных аппаратов, ожидается значительная  экономия материальных средств предприятия.

Теплообменные аппараты являются практически самыми распространенными элементами технологических систем всех отраслей промышленности. Так на современных нефтеперерабатывающих предприятиях капиталовложения в теплообменные аппараты достигают 40-50%, на газо-бензиновых предприятиях – 40% от общего объема капитальных затрат.

На теплообменные аппараты приходится также значительная доля эксплуатационных расходов технологических установок. Амортизационные отчисления, расходы на уход, осмотр и ремонт теплообменников часто выше, чем для других категорий оборудования.

 

 

 

 

 

1 Назначение и область применения установки

 

Установка каталитического риформинга ЛЧ-35-11/600 предназначена для получения стабильного риформата - высокооктанового компонента автомобильных бензинов и водородсодержащего газа (ВСГ) в результате каталитических превращений бензиновой фракции установки ЭЛОУ-АВТ-6. Кроме этого на установке получаются топливный газ, сжиженный газ и пар.

Водородсодержащий газ используется в процессах гидроочистки топлив. Проектная мощность установки 600 тыс. т/год по сырью. Установка введена в действие в 1973 году.

Установка состоит из четырех блоков:

- блока гидроочистки, предназначенного для удаления серо-, азот-, кислород-, металлсодержащих и непредельных соединений из бензина и получения стабильного гидрогенизата - сырья блока каталитического риформинга;

- блока каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора, предназначенного для получения нестабильного катализата - сырья блока стабилизации риформата и водородсодержащего газа;

- блока стабилизации риформата предназначенного для получения стабильного риформата с октановым числом до 96 пунктов по исследовательскому методу. На блоке также получаются углеводородные газы, используемые как  технологическое топливо, и стабильная головка - сжиженный газ;

- блока теплоутилизации, предназначенного для получения пара давлением до 1,3 МПа, используемого для заводских нужд.

В настоящей работе будет рассмотрен только блок утилизации теплоты печи каталитического риформинга, так как он является источником генерирования дополнительной теплоты, используемой в технологии перегонки нефти.

1.1 Описание технологической схемы блока утилизации теплоты

            Дымовые газы из печи каталитического риформинга поступают в котлы-утилизаторы КУ-А, Б, где проходя последовательно теплообменники котлов (пароперегреватель, дымогарные трубы, газовую камеру, экономайзер), охлаждаются и с температурой   170-2500С, дымососом отводятся в дымовую трубу. Возможна работа котлов-утилизаторов как по одному, так и вместе.

Питательная вода для котлов-утилизаторов готовится из воды, которая с температурой 40 оС после установки  химводоочистки поступает в кожухо-трубчатый теплообменник, где подогревается редуцированным до 0,25 МПа паром, отбираемым после котлов-утилизаторов. Затем подогретая вода поступает в деаэрационную установку 0,12 МПа, где за счет теплоты греющего пара доводится до температуры 104 оС и освобождается от растворенных газов (кислорода, азота, углекислоты). Деаэрированная вода насосами подается на питание котлов-утилизаторов.

В котлах-утилизаторах из питательной воды получается перегретый пар с давлением до 1,3 МПа, который отводится в общезаводской паропровод.

Разряжение в газоходах котлов-утилизаторов создается дымососами. Более подробно теплотехнологическая схема изображена на листе               КФБН 610000.405 РЗ.

Пар, вырабатываемый в котлах-утилизаторах, используется в технологии перегонки нефти установки ЛЧ-35-11/600. Однако вырабатываемого котлами-утилизаторами пара не достаточно для обеспечения технологического процесса тепловой энергией, поэтому недостающая часть пара приобретается предприятием у сторонних поставщиков. В связи с этим вопросы экономии греющего пара в рассматриваемой установке приобретают особую актуальность, так как позволяют добиться снижения себестоимости технологического процесса каталитического риформинга, что в свою очередь скажется на себестоимости получаемого бензина.

В данной работе предлагается техническое решение замены паро-водяного кожухотрубчатого теплообменника для подогрева химочищенной воды перед деаэратором на газо-водяной теплообменник-утилизатор теплоты отходящих газов после котлов-утилизаторов. Теплообменник-утилизатор предлагается разместить в существующем газоходе котла-утилизатора. Таким образом, в качестве греющего теплоносителя вместо острого пара будут использоваться продукты сгорания, выходящие из котла-утилизатора с температурой порядка 180 оС. Воду предполагается нагревать до температуры насыщения по давлению в деаэраторе, т.е. до 104 оС. Тогда весь пар, вырабатываемый котлом-утилизатором, пойдет непосредственно на технологические нужды завода (без отбора на паро-водяные теплообменники), что позволит уменьшить количество дорогостоящего покупного теплоносителя в виде пара с давлением 1,3 МПа и сократить таким образом эксплуатационные затраты на производство бензина.

Температура продуктов сгорания после котла-утилизатора будет снижена, что позволит повысить коэффициент использования топлива и соответственно энергетический КПД печи каталитического риформинга.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Патентный поиск по теме проекта

 

В настоящее время в связи с неуклонным ростом цен на энергоносители все больше внимания уделяется проблеме сбережения энергии и повышения эффективности ее передачи. Это требует поиска технических решений, например:

- совершенствование технологии подготовки и контроля качества топлив;

- использование утилизационных установок, использующих тепло дутьевого воздуха и продуктов сгорания;

- использование установок для глубокой утилизации тепла уходящих газов /1,2/;

- использование теплообменников с оребренными трубами /3,4/;

 - использование резервов энерго- и ресурсосбережения путём автоматизации технологических процессов;

- внедрение прогрессивных технологий продления и восстановления ресурса котлов.

Типы утилизационных установок

1- Установка с воздухо-водяными теплообменниками со спирально - ленточным оребрением.

В данной схеме с воздухонагревателем нагревается воздух на дутье и часть дополнительного воздуха, который позволяет преодолеть кризис глубокого переохлаждения уходящих газов. Достижение кризиса в обычных условиях (без оребрения) невозможно из-за неблагоприятного соотношения водяных эквивалентов дымового газа и дутьевого воздуха (рисунок). 2.1

 

             

Рисунок 2.1 - Схема рециркуляции избыточного воздуха

1 - трубчатый воздухоподогреватель;

2 -  воздухо-водяной теплообменник;

3 - рециркуляционный вентилятор;

4 - дутьевой вентилятор.

 

2 Установка с низкотемпературным экономайзером (НЭКО)

В данной схеме отбор тепла ведется не из дутьевого воздуха, а непосредственно из дымовых газов.

Отрицательные стороны:

а) В НЭКО невозможно подогреть воду;

б) Низкие температурные напоры в НЭКО обуславливаются большими затратами на его поверхность (рисунок 2.2).

Рисунок   2.2 - Схема с НЭКО.

 1 - экономайзер;

                 2 - трубчатый воздухоподогреватель;

                 3 -  дутьевой вентилятор;

                 4 - низкотемпературный экономайзер.

 

3 Установка с высокотемпературным  теплофикационным экономайзером (ВТЭ)

Данная схема учитывает неэффективность НЭКО. Здесь отбор тепла производится перед ТВП (ηЭФ=30-40%), что ведет к уменьшению затрат на поверхность теплообменника.

Наиболее эффективное сочетание ВТО, СВТО и ЭКО, что увеличивает поверхность теплообмена путем ее оребрения, и, как следствие, снижение температуры уходящих газов, уменьшение выбросов золы через электрофильтры (в 2,7 раза), обеспечена защита от коррозии ТВП за счет предварительного подогрева воздуха в калорифере (рисунок 2.3).

 

 

Рисунок 2.3 - Схема с ВТЭ

 

1 - оребренный экономайзер II ступени;

2 - трубчатый воздухоподогреватель II ступени;

3 - ребристый высокотемпературный теплофикационный экономайзер;

4 - трубчатый воздухоподогреватель I ступени;

5 - СВТО;

6 - дутьевой вентилятор;

7 – калорифер.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Установка для глубокой утилизации тепла уходящих газов.

Рисунок 2.4 - Схема установки для глубокой утилизации тепла уходящих газов

                                                   1 – контактный экономайзер;

2 – контактный воздухоподогреватель;

3 – насосы рециркуляционного водного контура;

4 - котёл;

5 – дутьевой вентилятор;

6 - дымосос;

7 – теплообменник подпиточной воды теплосети;

8 - байпас дымовых газов;

9 - байпас дутьевого воздуха;

10 - химводоочистка;

11 - тепловая сеть.

При сжигании в котлах природного газа значительная (до 15%) часть тепла содержится в образующихся при горении водяных парах. В обычных энергетических котлах это тепло выбрасывается с уходящими газами, и для его утилизации применяются контактные и поверхностные теплообменники.

Данная установка состоит из контактного экономайзера 1, где дымовые газы после котла охлаждаются примерно до 50 0С, и контактного воздухоподогревателя 2, в котором дутьевой воздух подогревается нагретой в контактном экономайзере водой до 45 – 50  0С. Для поддержания перед дымовой трубой температуры уходящих газов выше температуры точки росы водяных паров часть дымовых газов направляется по байпасу, минуя контактный экономайзер.

Эффективным техническим решением на действующих паровых котлах является применение оребрения, т.к. оно позволяет в существующем объеме газового пространства котельного агрегата разместить большую поверхность нагрева, что делает возможным повысить тепловосприятие конвективной шахты и снизить температуру уходящих газов.

В настоящее время разработано большое количество видов оребрения. Так на некоторых котлах устанавливают экранные трубы со спиральной навивкой (преимущественно США, Германия). Для экономайзеров, перегревательных поверхностей, котлов-утилизаторов, калориферов применяют спирально-ленточное и подогнутое оребрение.  Также для экономайзеров применяют мембраны, плавники, спирали, лепестки. В пароперегревателях используют мембранные цельносварные пакеты. Просечное оребрение используется в РВП, внутреннее продольное оребрение – для промперегревателей. Также используется оребрение труб из высокопористого ячеистого материала на основе меди, никель – хромового сплава и нержавеющей стали.

Проведен патентный поиск по теме дипломного проекта. Предложена конструкция пакета теплообменника, выполненного из оребренных плоских змеевиков с надетыми на них кольцами и приваренными к кольцам пластинами для дистанцирования змеевиков в пакете и размещения их в шахматном порядке. Такая конструкция теплообменника обеспечивает высокий теплообмен при перекрестном движении теплоносителей. Также был рассмотрен теплообменник, который имеет непрерывный изогнутый складками лист, между складками пластины расположены гофрированные ребра. В данном теплообменнике исключена утечка сред между пластинами. Кроме того, он компактен и обеспечивает высокий теплообмен при параллельном или противоточном движении теплоносителей.

 

 

 

3 Предварительное технико-экономическое обоснование

В данном проекте производится расчет теплотехнологической схемы с   заменой паро-водяных теплообменников на газо-водяные.  Это производится для того, чтобы весь пар, вырабатываемый котлами-утилизаторами, шел непосредственно на технологические нужды завода (без отбора на пароводяные теплообменники). Предприятие закупает часть пара у внешнего поставщика, поэтому увеличение выработки пара внутри предприятия позволит сократить годовые производственные издержки.

Критерием  оценки эффективности проекта является срок окупаемости:

                                              Т=К/ΔИ,                                                (3.1)

где Т- срок окупаемости проекта, год;                                       

К- капитальные затраты на модернизацию, тыс.руб.;

ΔИ - изменение издержек в результате модернизации при неизменной производительности установки, тыс.руб/год.

                                             ΔИ= ИΔD – (Иам р ),                                 (3.2)

где ИΔD – экономия  издержек вследствие  дополнительного получения тепла

      (пара), тыс. руб/год;

Иам – издержки на амортизационные отчисления, тыс. руб./год;

Ир – издержки на ремонт вновь введенного оборудования, тыс.руб./год;

При расчете укрупненным методом издержки на зарплату рабочих, социальные нужды и прочие платежи не учитываем, т.к. при модернизации установки эти величины остаются без изменений.

                        ИΔD = ΔDп ∙Цп∙h ∙τ/106,                                                      (3.3)  

где ΔDп – увеличение выработки пара на технологические нужды, ΔDп =1,944 т/ч;

Цп- стоимость пара от ТЭЦ-2, Цп = 167 руб./ГДж;

h – энтальпия перегретого пара, h = 3002 кДж/кг;

τ- число часов использования установленной мощности, τ =7376 ч/год.

ИΔD = 1,944∙80,26∙3002 ∙7376/106=6757 тыс.руб./год.

                                       Иамам∙К,                                                           (3.4)

где αам – коэффициент амортизационных отчислений, αам=0,11;

К – капитальные затраты на модернизацию с учетом монтажа оборудования, тыс.руб.

                                     К= (1+αм) ∙К,                                                     (3.5)

где αм – доля отчислений на монтаж оборудования, αм = 0,15;

К – капитальные затраты на основное и вспомогательное оборудование,  введенное при модернизации, предварительно примем К=2400 тыс.руб.

ΔК=(1+0,15) ∙2400=2760 тыс.руб.

Иам=0,11∙2760=304 тыс.руб./год

                                               Ир= αр∙ΔК,                                                                   (3.6)

где αр- норматив отчислений на ремонт, равный αр=0,03.

Ир= 0,03∙2760=83 тыс.руб./год.

                  ΔИ=6757-(304+83)=6370 тыс.руб./год.

                                    ΔТ=2760/6370 =0,43 года

Учитывая, что с момента ввода в эксплуатацию проекта издержки предприятия снижаются на 6370 тыс. руб./год, а срок окупаемости составляет    0,43 года, замена паро-водяных теплообменников на газо-водяные является экономически целесообразной. Принимаем данный проект к дальнейшей разработке.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Расчет основного и вспомогательного оборудования      

4.1 Расчет горения топлива

          Состав газообразного топлива и низшая теплота сгорания каждого компонента:

СН4 = 6,08 %       (35818 кДж/м3)             C5H12 = 0,47%      (146077 кДж/м3)                       С3Н8 = 39,52 %   (91251 кДж/м3)             Н2 = 16,7 %          (10780 кДж/м3)                           С2Н6 = 17,62 %   (63748 кДж/м3)             С4H10 = 19,51 %   (118646 кДж/м3)

Н2S = 0,01 %       (23383 кДж/м3)

 

Низшая рабочая теплота сгорания топлива по известному составу находится по принципу аддитивности :

                                        =Σ,                                                 (4.1)

где - низшая рабочая теплота сгорания топлива,  кДж/м3;

      Σ- низшая рабочая теплота сгорания i- компонента,  кДж/м3;

      - процентное содержание i- компонента в топливе, %.

=0,01∙( 6,08∙35818 + 0,47∙146077 + 39,52∙91251 + 16,7∙10780 + 17,62∙63748 + 19,51∙118646 + 0,01∙23383 ) = 75130,6 кДж/м3

Vв0= 0,0476∙ (0,5∙СО +0,5∙Н2+2∙СН4 +1,5∙Н2S  +∑(m+)∙CmHn),          (4.2)                                                        

где Vв0 - теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1м3                                                       газообразного топлива, м33 ;

СО, Н2, СН4 , Н2S, CmHn- компоненты топливного газа, %.

Vв= 0,0476∙ (0,5∙16,7+2∙6,08+1,5∙0,01+ (2+6/4)∙17,62+(3+8/4) ∙39,52+ +(4+10/4) ∙19,51+ (5+12/4) ∙0,47) = 19,54  м33

                                           Vв= α∙V0в ,                                                                                    (4.3)

где Vв -действительное количества воздуха, необходимое для сжигания 1м3 газообразного топлива, м33;

       α - коэффициент избытка воздуха, примем α=1,05.

Vв = 1,05∙19,54 = 20,517 м33

Теоретические объемы продуктов сгорания:

                                    Vсо2 = 0,01∙ (СН4 +CO+CO2 +m∙CmHn),              (4.4)

Vсо2 = 0,01∙ (6,08+2∙17,62+3∙35,52+4∙19,51+5∙0,47) =                                                                                                                                                                2,403 м33

2о = 0,01∙ (Н2+2СН4 + Н2S+∑∙CmHn)+0,0161∙Vв  ,                   (4.5)

2о = 0,01∙ (16,7+2∙6,08 + 0,1 + ∙17,62 + ∙39,5 + ∙19,51 + +∙0,47) +0,0161∙20,517 = 3,732  м33

                                             Vо2 = 0,21∙ (α – 1) ∙Vов ,                            (4.6)

2 = 0,21∙ (1,05 – 1) ∙19,54 = 0,205 м33

VN2 = 0,01∙ (N2+79∙Vв),                                                                 (4.7)

VN2= 0,01∙79∙20,517 = 16,208 м33

Объем дымовых газов:

Vдг =Vcо2+Vн2о+Vо2+VN2 ,                                     (4.8)

Vдг = 2,403+3,732+0,205+16,208 = 22,548 м33

Процентный состав продуктов горения:

                                             СО2 = ,%                                     (4.9)

                                             Н2О = ,%                               (4.10)

                                              О2 =                                      (4.11)

                                               N2 =                                     (4.12)

 

СО2 = %

Н2О = %

                                             О2 =

N2 =

          ,                     (4.13)

где ρдг - плотность газов, кг/м3;

       μi –молекулярная масса компонента, моль/м3;

       μH2O = 18 моль/м3;   μСО2 = 44 моль/м3;

       μN2 = 28 моль/м3;    μО2 = 32 моль/м3;

 

 кг/м3

 

4.2 Расчет экономии греющего пара за счет установки теплообменника-утилизатора

 

Определим количество теплоты, требующееся на подогрев химически очищенной воды, кВт

                                          Qхов=D хов·C· (t хов - t хов),                             (4.14)

где Dхов – расход воды из химводоочистки, D хов = 4 кг/с;

с - средняя изобарная теплоемкость воды, с =4,19  кДж/кг·0С;

t хови t хов - температура воды после ХВО и на выходе из подогревателя химочищенной воды соответственно,0С. (Принимаем по данным ПТО предприятия   t хов=40 0С,   t хов  =104 0С)

До модернизации для нагрева воды в теплообменнике использовался  пар.

Тогда уравнение теплового баланса теплообменника имеет вид:         

                                    Dпхов·r=D хов ·C· (t хов -t хов),                                (4.15)

где Dпхов – расход пара на теплообменник, кг/с;

r- удельная теплота парообразования при 1,3 МПа, кДж/кг·0С.

По таблице LV11/5/ r=1984 кДж/кг, тогда

                                     Dпхов =D хов ·C· (t хов - t хов)/ r,                            (4.16)

Dпхов =4 ·4,19· (104-40)/1984=0,54 кг/с

Таким образом, в результате модернизации мы получим экономию пара в размере ΔDп= Dпхов =0,54 кг/с=1,944 т/ч.


4.3. Тепловой расчёт котла-утилизатора Г-580 ПЭ

4.3.1. Расчёт паропроизводительности котла

 Расчёт паропроизводительности котла представлен в таблице 4.3.1.

Таблица 4. 3.1 - Расчёт паропроизводительности котла

Наименование величины

Обозначение

Размерность

Расчетная формула или обоснование

Расчет

1

2

3

4

 

Давление перегретого пара

Pпе

МПа

Из характеристики

котла-утилизатора

1,3

Температура перегретого пара

tпе

оС

По данным ПТО предприятия  

280

Энтальпия перегретого пара

hпе

кДж/кг

Таблица III, /6/

3002

Давление питательной воды

Рпв

МПа

1,2Рпе

1,56

Температура питательной воды

tпв

оС

По данным ПТО предприятия  

105

Энтальпия питательной воды

hпв

кДж/кг

Таблица III, /6/

441,2

Энтальпия насыщенного пара при Р=1,3 МПа

h"

кДж/кг

Таблица II, /6/

814,7

Расход непрерывной продувки

Dпр

кг/с

Принято согласно /7/

0,05·Dпе

Температура газов на входе в котёл

υ'

оС

Температура газов после печи

430

Температура газов за котлом

υ"

оС

По данным ПТО предприятия  

180

Энтальпия газов на входе в котёл

Н’

кДж/м3

Рисунок 3.1

620

Энтальпия газов

за котлом

H”

кДж/м3

Рисунок 3.1

250

Потери теплоты от наружного охлаждения

q5

%

Принято по рис. 5.2, /7/

2

Коэффициент сохранения теплоты

φ

-

(4.18)

(100-2)/100=

0,98

Количество полезно использованной теплоты

Qк

кВт

Vг∙( Н’- H”)∙j

(4.19)

13,33∙(620-250)∙

0,98=4833

Паропроизводительность котла

Dпе

кг/с

(4.20)

4833/((3002-441,2)+0,05∙ (814,7-441,2))=

1,87

4.3.2. Расчёт испарительной поверхности

Расчёт испарительной поверхности представлен в таблице 4.3.2

Таблица 4.3.2- Расчёт испарительной поверхности

Наименование величины

Обозначение

Размерность

Расчетная формула или обоснование

Расчет

1

2

3

4

5

Внешний диаметр труб

d

м

Конструктивные данные

0,05

Внутренний диаметр труб

dвн

м

Конструктивные данные

0,044

Длина труб

L

м

Конструктивные данные

4,96

Число труб

n

шт

Конструктивные данные

790

Температура газов на входе

υ'

оС

Из расчёта пароперегревателя

422

Температура газов на выходе

υ"

оС

Принято с последующим уточнением

290

Энтальпия газов на входе

Н’

кДж/м3

Рисунок 4.1

609

Энтальпия газов

на выходе

H”

кДж/м3

Рисунок 4.1

409

Тепловосприятие испарителя по балансу

Qб

кВт

Формула 4.19

13,33∙(609-409)·

0,98=2612,7

Средняя температура газов

υcp

оС

Формула 4.21

0,5·(422+290)=

356

Большая разница температур

Δtб

оС

Формула 4.22

422-191,6=230,4

Меньшая разница температур

Δtм

оС

Формула 4.23

290-191,6=98,4

Температурный напор

Δt

оС

Формула 4.24

(230,4-98,4)/

ln(230,4/98,4)= 155

Площадь живого сечения для прохода газов

fг

м2

π·dвн2·n/4

(4.32)

3,14·0,0442·790/4=1,2

Скорость дымовых газов

Wг

м/с

Формула 4.27

13,33∙(356+273)/

(273·1,2)=25,6

Поправка на число рядов

Сz

-

Конструктивные данные

1

Поправка на диаметр

Cd

-

Конструктивные данные

1

Продолжение таблицы 4.3.2

1

2

3

4

5

Коэффициент теплопроводности газов

l

Вт/

(м·К)

Таблица IV, /8/

0,057

Коэффициент

Кинематической вязкости газов

ν

м2

Таблица IV, /8/

51,68∙10-6

Число Прандтля

Pr

-

Таблица IV, /8/

0,644

Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке

αк

Вт/

2·К)

0,027·Сz·Cs·Cd ∙()0,8∙Pr0,4

(4.33)

0,027·1·1·1·

Коэффициент использования поверхности

ξ

-

Принято для газа, /8/   

 

0,85

Коэффициент теплопередачи

К

Вт/

2·К)

·αк

(4.34)

0,85·80,62=68,53

Теплообменная поверхность

F

м2

π·d·L·n

(4.35)

3,14·0,044·4,96·

790=541,4

Тепловосприятие испарителя по уравнению теплопередачи

Qт

кВт

Формула 4.31

68,53·541,4·155/

103=5750,8

Температура газов на выходе

υ"

оС

Принято с последующим уточнением

200

Энтальпия газов

на выходе

H”

кДж/м3

Рисунок 4.1

280

Тепловосприятие испарителя по балансу

Qб

кВт

Формула 4.19

 

Средняя температура газов

υcp

оС

Формула 4.21

0,5(422+200)=311

Большая разница температур

Δtб

оС

Формула 4.22

422-191,6=230,4

Меньшая разница температур

Δtм

оС

Формула 4.23

200-191,6=8,4

Температурный напор

Δt

оС

Формула 4.24

(230,4-8,4)/

ln(230,4/8,4)=67

Площадь живого сечения для прохода газов

fг

м2

Формула 4.32

3,14·0,0442·790/4=1,2

Продолжение таблицы 4.3.2

1

2

3

4

5

Скорость дымовых газов

Wг

м/с

Формула4.25

13,33∙(311+273)/

(273·1,2)=23,8

Поправка на число рядов

Сz

-

Конструктивные данные

1

Поправка на геометрическую компоновку пучка

Cs

-

Конструктивные данные

1

Поправка на диаметр

Cd

-

Конструктивные данные

1

Коэффициент теплопроводности газов

l

Вт/

(м·К)

Таблица IV, /8/

0,049

Коэффициент

Кинематической вязкости газов

ν

м2

Таблица IV, /8/

45,4∙10-6

Число Прандтля

Pr

-

Таблица IV, /8/

0,65

Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке

αк

Вт/

2·К)

Формула 4.33

0,027·1·1·1·

Коэффициент использования поверхности

ξ

 

Принято для газа, /8/   

 

0,85

Коэффициент теплопередачи

К

Вт/

2·К)

Формула 4.34

0,85·78,3=66,54

Тепловосприятие испарителя по уравнению теплопередачи

Qт

кВт

Формула 4.31

66,54·541,4·67/

103=2413,7

 

Применим графо-аналитический метод для определения температуры газов за испарителем  υ" (рисунок 4.3)

 

Рисунок 4.3 - Определение температуры уходящих газов за испарителем

 

4.3.3 Расчёт пароперегревателя

Расчёт пароперегревателя представлен в таблице 4.3.3

Таблица 4.3.3 - Расчёт пароперегревателя

Расчётная величина

Обозна-чение

Размер-

ность

Формула

Расчёт

1

2

3

4

5

Внешний диаметр труб ПП

d

м

Конструктивные данные

0,038

Внутренний диаметр труб ПП

dвн

м

Конструктивные данные

0,032

Поперечный шаг

S1

мм

Конструктивные данные

80

Продольный шаг

S2

мм

Конструктивные данные

150

Число змеевиков

n

шт

Конструктивные данные

22

Температура газов перед ПП

υ'

оС

Температура газов после

печи

430

Продолжение таблицы 4.3.3

 

1

2

3

4

5

Температура газов за ПП

υ"

оС

Принято с последующим

уточнением

350

Энтальпия газов перед ПП

Н’

кДж/м3

Рисунок 4.1

620

Энтальпия газов

 за ПП

H”

кДж/м3

Рисунок 4.1

493

Коэффициент, учитывающий потери теплоты

j

-

Принято

согласно /8/

0,98

Расход продуктов сгорания

м3

По данным ПТО предприятия  

13,33

Тепловосприятие ПП по балансу

Qб

кВт

Формула 4.19

13,33∙(620493)∙

0,98=1659

Температура пара перед ПП

t'

оС

По данным ПТО предприятия  

280

Температура пара за ПП

t"

оС

Температура насыщения при p=1,3МПа

191,6

Средняя температура пара

tcp

оС

0,5(t'+ t")

(4.20)

0,5(280+191,6)=

235,8

Средняя температура газов

υcp

оС

0.5(υ' +υ")

(4.21)

0,5(430+350)=

390

Большая разница температур

Δtб

оС

υ"- t"

(4.22)

350-191,6=158,4

Меньшая разница температур

Δtм

оС

υ'- t'

(4.23)

430-280=150

Средний температурный напор

Δt

оС

(Δtб- Δtм)/

ln(Δtб/ Δtм)

(4.24)

(158,4-150)/ ln(158,4/150)=

154

Площадь живого сечения для прохода газов

fг

м2

Конструктивные данные

1,676

Скорость дымовых газов

Wг

м/с

(4.25)

 

Площадь живого сечения для прохода пара

fп

м2

n·dвн2·π/4

(4.26)

22·0,0322·3,14/4=0,0177

Продолжение таблицы 4.3.3

 

1

2

3

4

5

Средний удельный объем пара

v

м3/кг

Таблица II, /6/

0,1929

Расход пара через ПП

Dпе

кг/с

П. 4.3.1

1,87

Скорость пара

Wп

м/с

Dпе·v/fп

(4.27)

1,87·0,1929/

0,0177=20,38

Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару

α2

Вт/

2·К)

αн· Сd

(4.28)

440·0,99=435,6

Номограммное значение коэффициента теплоотдачи

αн

Вт/

2·К)

По номограмме 15, /8/

440

Поправка на диаметр

Сd

-

По номограмме 15,

/8/

0,99

Коэффициент теплоотдачи  от

газов к стенке

α1

Вт/

2·К)

0,233· Сz ·Cs··

()0,65·Pr0,33

(4.29)

0,233·1·1·

Коэффициент теплопроводности газов

l

Вт/(м·К)

Таблица IV,[1]

0,056

Коэффициент

Кинематической вязкости газов

ν

м2

Таблица IV, /8/

56,41·10-6

Число Прандтля

Pr

-

Таблица IV, /8/

0,641

Поправка на число рядов

Сz

-

Конструктивные данные

1

Поправка на геометрическую компоновку пучка

Cs

-

Конструктивные данные

1

Коэффициент загрязнений

ε

-

Принято согласно /7/

0,0043

Коэффициент теплопередачи для ПП

K

Вт/

2·К)

(4.30)

 

Продолжение таблицы 4.3.3

 

1

2

3

4

5

Теплообменная поверхность ПП

F

м2

Конструктивные данные

27,7

Тепловосприятие ПП по уравнению теплопередачи

Qт

кВт

K·F·Δt/103

(4.31)

72,8·27,7·154/

103=311,2

Температура газов за ПП

υ"

оС

Принято с последующим

уточнением

370

Энтальпия газов

 за ПП

H”

кДж/м3

Рисунок 4.1

520

Тепловосприятие ПП по балансу

Qб

кВт

Формула 4.19

13,33·(620-520)·

0,98=1306

Средняя температура газов

υcp

оС

Формула 4.21

0,5·(430+370)=

400

Большая разница температур

Δtб

оС

Формула 4.22

370-191,6=178,4

Меньшая разница температур

Δtм

оС

Формула 4.23

430-280=150

Средний температурный напор

Δt

оС

Формула 4.24

(178,4-150)/ ln(178,4/150)=

164

Скорость дымовых газов

Wг

м/с

Формула 4.25

 

Коэффициент теплоотдачи  от

газов к стенке

α1

Вт/

2·К)

Формула 4.29

0,233·1·1·

Коэффициент теплопроводности газов

l

Вт/(м·К)

Таблица IV, /8/

0,057

Коэффициент

Кинематической вязкости газов

ν

м2

Таблица IV, /8/

57,8·10-6

Число Прандтля

Pr

-

Таблица IV, /8/

0,64

Продолжение таблицы 4.3.3

 

1

2

3

4

5

Поправка на число рядов

Сz

-

Конструктивные данные

1

Поправка на геометрическую компоновку пучка

Cs

-

Конструктивные данные

1

Коэффициент загрязнений

ε

-

Принято согласно /7/

0,0043

Коэффициент теплопередачи для ПП

K

Вт/

2·К)

Формула 4.30

 

Тепловосприятие ПП по уравнению теплопередачи

Qт

кВт

Формула 4.31

73,2·27,7·164/

103=332,5

 

Применим графо-аналитический метод для определения температуры газов за пароперегревателем  υ" (рисунок 4.2)

Рисунок 4.2 - Определение температуры газов за пароперегревателем

 

4.3.4.Расчёт стального экономайзера

                  

Расчёт стального экономайзера представлен в таблице 4.3.4.

Таблица 4.3.4 - Расчёт стального экономайзера

Наименование величины

Обозна-чение

Размер-ность

Расчетная формула или обоснование

Расчет

1

2

3

4

5

Внешний диаметр труб экономайзера

d

м

Конструктивные данные

0,028

Внутренний диаметр труб экономайзера

dвн

м

Конструктивные данные

0,022

Поперечный шаг

S1

мм

Конструктивные данные

45

Продольный шаг

S2

мм

Конструктивные данные

70

Число труб в одном ряду

n

шт

Конструктивные данные

22

Число рядов труб

по ходу газов

z2

шт

Конструктивные данные

20

Температура газов перед ВЭ

υ'

оС

Из расчёта испарителя

235

Температура газов за ВЭ

υ"

оС

Принято

180

Энтальпия газов на входе

Н’

кДж/м3

Рисунок 4.1

327

Энтальпия газов

на выходе

H”

кДж/м3

Рисунок 4.1

250

Тепловосприятие испарителя по балансу

Qб

кВт

Формула 4.19

 

Температура воды перед ВЭ

t'

оС

По данным ПТО предприятия  

105

Энтальпия воды

на входе

hв

кДж/кг

Таблица III, /6/

441,2

Энтальпия воды

на выходе

hв

кДж/кг

hв’+

(4.36)

441,2+

Продолжение таблицы 4.3.4

1

2

3

4

5

Условная температура воды

tусл

оС

tн+

(4.37)

200+

Процент кипения воды при r=1984кДж/кг

x

%

(4.38)

 

Большая разница температур

Δtб

оС

Формула 4.22

180-105=75

Меньшая разница температур

Δtм

оС

υ'- tусл

(4.39)

235-211=24

Средний температурный напор

Δt

оС

Формула 4.24

(75-24)/ ln(75/24)=45

Средняя температура газов

υcp

оС

Формула 4.21

 

Площадь живого сечения для прохода газов

fг

м2

Конструктивные данные

1,98

Скорость дымовых газов

Wг

м/с

Формула 4.25

 

Номограммное значение коэффициента теплоотдачи конвекцией

αн

Вт/(м2·К)

По номограмме 14, /8/

117

Поправка на число рядов

Сz

-

По номограмме 14, /8/

1

Поправка на геометрическую компоновку пучка

Cs

-

По номограмме 14, /8/

1

Поправка на определенный вид топлива

Cф

-

По номограмме 14, /8/

1,16

Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке

α1

Вт/(м2·К)

αн·Сz·Cs·Cф

(4.40)

117·1,16=135,72

Коэффициент использования поверхности

ξ

-

Принято согласно /8/

0,95

Продолжение таблицы 4.3.4

1

2

3

4

5

Коэффициент тепловой эффективности

Ψ

-

При υ'400 оС, для газа  согласно /8/

0,9

Коэффициент теплопередачи

К

Вт/(м2·К)

α1·Ψ·ξ

(4.41)

135,72·0,95·0,9=

116

Теплообменная поверхность ВЭ

F

м2

Конструктивные данные

193

Тепловосприятие экономайзера по уравнению теплопередачи

Qт

кВт

Формула 4.31

116·193·45/103=

1007,5

Невязка баланса

ΔQ

%

(Qт-Qб)/ Qт·100

(4.42)

(1007,5-1005,9)/

1007,5·100=0,16

 

Чертеж общего вида рассчитанного котла-утилизатора представлен на листе КФБН 610100.405 ВО графической части проекта. План расположения оборудования представлен на листе КФБН 61000.405 ВО.

Для того чтобы решить вопрос размещения предлагаемого теплообменника-утилизатора в существующем ограниченном объеме газохода котла-утилизатора, необходимо выбрать конструктивные характеристики будущего теплообменника. Для этого проведем конструкторские расчеты различных типов теплообменников в одинаковых теплотехнических условиях, которые будут определены после выполнения поверочного расчета котла-утилизатора. В качестве теплообменника-утилизатора рассмотрим змеевиковые поверхности нагрева гладкотрубного типа, из труб с продольным (мембранным) и поперечным (спирально-ленточным) оребрением. Затем проведем сравнительный анализ полученных конструкций теплообменника-утилизатора и выберем для реализации наивыгоднейший вариант.

 

4.4 Конструкторский расчет стального гладкотрубного экономайзера

 

Расчеты выполнены по методике, приведенной в /8/. Рекомендуемые конструктивные соотношения  приняты в соответствии с /8/.

Температура  газов :

-на  входе  tг = 1800 С;

-на выходе  tг = 1500 С.

Энтальпия газов на входе Н’=250 кДж/ м3 (рисунок 4.1);

Энтальпия газов на выходе H”=207 кДж/ м3, (рисунок 4.1);

Средняя температура газов по формуле 4.21:

tсрг=0,5·(180+150)=165 0С

Температура воды:

-на входе  tв= 40   0 С ;

-на  выходе tв = 104  0 С

Средняя температура воды:

tсрв=0,5·(40+104)=72  0С

Расход дымовых газов:

Vг=13,33 м3

Тепловосприятие экономайзера по балансу по формуле 3.19:

Qб= 13,33·(250-207) ·0,98=562кВт.

Расход воды:

Dв=2 кг/с

Теплоемкость  воды при средней  температуре :  Св  =4,19  кДж/кг·0С

Экономайзер выполнен  в виде  змеевиков из стальных  труб  с наружным диаметром  d=32 мм и толщиной стенки трубы δ=4 мм (рисунок 4.4).

 

Рисунок  4.4– Стальной  гладкотрубный экономайзер

Конструктивно принимаем  a=1,035 м ;  b=1,725 м.

Поперечный  шаг труб:

S1 1·d,                                                   (4.43)

Продольный шаг труб:

S2 = σ2·d,                                                    (4.44)

где S1, S2 – поперечный и продольный шаг труб соответственно, м;

d- наружный диаметр труб, м;

1,2-относительный  поперечный и продольный шаг.

S1=2,5·0,032=0,08 м

S2=1,5·0,032=0,048 м

Число труб в одном ряду:

                                                  z=-1,                                                 (4.45)

z=-1=11 шт

Примем расположение труб: шахматное  z=2 , заходность змеевика  z=1

Fг= b·а - z1·d·lтр,                                                                       (4.46)

где Fг - проходное  сечение для газов, м2

       lтр – длина трубы; lтр =b-0,2=1,725-0,2=1,525 м.

Fг =1,725·1,035-11·0,032·1,525=1,25 м

Fв=0,785·dвн2·z·z·z,                                         (4.47)

где F- проходное сечение для воды, м2.

Fв =0,785·0,024·11·2·1=0,01 м

Скорость  газов по формуле 3.25:                                                       

wг =13,33· (165+273)/(273·1,25)=17,1 м/с

Скорость воды:

Wв=,                                             (4.48)

Wв==0,26 м/с 

αг = 0,023·,                                        (4.49)

где αг- Коэффициент теплоотдачи конвекцией, Вт/(м·0С);

l - коэффициент теплопроводности газов, Вт/(м·К);

l =0,037 Вт/(м·К),  таблица IV, /8/;

ν  - коэффициент кинематической вязкости газов,м2/с;

ν = 27,82·10-6 м2/с, таблица IV, /8/;

Pr - число Прандтля, Pr=0,68, таблица IV, /8/.

Коэффициент теплоотдачи излучением можно не учитывать, т.к. температура дымовых газов слишком мала и меньше 4000С.

Коэффициент  теплоотдачи от газов к стенке:

αг =0,023·= 62  Вт/(м·0С),

Коэффициент  теплопередачи:

К=,                                                      (4.50)

где ψ -коэффициент тепловой эффективности, согласно рекомендациям /8/ ψ=0,9;

δст – толщина стенки, м

δст =0,004 м, (конструктивные данные);

λ ст – коэффициент теплопроводности материала трубы,

λ ст =48,52 Вт/м·К, /8/;

коэффициент теплоотдачи от стенки к воде, Вт/(м2·0С)

 ,                                                (4.51)

где Nu- критерий Нуссельта для воды;

λв- коэффициент теплопроводности воды при средней температуре, согласно   /5/ λв=0,669 Вт/м·К.

Критерий Рейнольдса:

                                                                                            (4.52)

где νв – кинематический коэффициент вязкости воды при 620С, согласно /5/            νв = 0,395·10-6 м2/с.

→ режим движения  турбулентный

Nu = 0,023·Re0,8·Pr0,4·φ                                                                           (4.53)

где Рr - критерий Прандтля ;

                                                                                        (4.54)

где φ – степень турбулизации,  при Re > 104  φ = 1          

Св– теплоемкость воды при 620С,  Св = 4,19·103 Дж/(кг·К),

Рr =

          Nu = 0,023· (15797)0,8·(2,4)0,4·1 = 74,6

Определяем коэффициент теплоотдачи от стенки к воде:

Вт/(м2·К)

К= Вт/(м·0С)

Поверхность нагрева экономайзера:

Н= (Qб·10)/(K·t),                                            (4.55)

где t -средний температурный напор, 0С. Определим t по рисунку 4.5.

Рисунок 4.5 – График распределения температур по поверхности аппарата

По формуле 4.24:

t==92 0C

    Н=(562·10)/(53,9·92)=113 м

 Длина змеевика;

                                           l=Н/(·z·z·z),                             (4.56)

где z- заходность змеевика,  при шахматном расположении труб z=1;

z- поправка на число рядов, z=2.

       l=113/(3,14·0,028·11·1·2)= 58 м

Число петель:

                                            z= l /(2· (в-0,2)),                                   (4.57)

z=58/(2·(1,725-0,2))=19 шт

Примем число петель z=16 шт.

Число рядов труб в пучке:                  

              z=z·z ·z·2                                                                          (4.58)

                                           z2=16·2·1·2=64 шт

 Высота пакета:

                                             h= S2·z+d,                                                      (4.59)

    h =0,048·64+0,032= 3,104 м.

Уточним поверхность экономайзера:

                                              Нэк=π·d·lтр·z1·z2                                          (4.60)     

                                              Нэк=3,14·0,032·1,525·11·64=108 м

Тепловосприятие экономайзера по формуле 3.31:

Qт =53,9·108·92/103=536кВт

Уточним температуру воды на выходе tв:

                                            tв=                                           (4.61)

                                    tв=                                   (4.62)   

Уточним температуру газов на выходе tг”.

Энтальпия газов на выходе:

                                                                                       (4.63)   

                                    кДж/м3

Согласно рисунку 3.1 tг”=151 0С

 

Металлоёмкость теплообменника:

                                               G=H·δст·ρст,                                                        (4.64)

где  ρст – плотность стали, ρст=7850 кг/м3, /5/

G=108·0,004·7850=3391 кг=3,391 т;

Капитальные затраты на один теплообменник:

                                           К=G·Цгл,                                                                 (4.65)

где Цгл - цена  за одну тонну гладких труб;

Цгл =22,6 тыс. руб./т.

К=3,391·22,6=76,6 тыс. руб.

Получившиеся размеры экономайзера велики, поэтому вместо гладкотрубного теплообменника в целях уменьшения площади поверхности нагрева целесообразно установить теплообменник оребренного типа.

 

4.5 Расчет теплообменника со спирально-ленточным оребрением

 

Методика расчета теплообменника изложена  в /9/.

Н=Нглрб,                                                                                             (4.66)

где Н- расчетная поверхность нагрева, м;

Нгл, Нрб - площади поверхности нагрева труб с наружной стороны (кроме оребренной поверхности) и поверхности нагрева ребер соответственно, м2

 

Нрб=0,25·π·(D2-d2+4·D·δрб )·nтр·lрб/Sрб,                    (4.67)

Нгл=, м2,                      (4.68)                                                  

где lгл и lрб- общая длина неоребренных участков труб и длина оребренного участка трубы соответственно, м;

nтр– общее количество труб;

Sрб -шаг между  ребрами, м;

δрб- толщина ленты, м;

d- наружный диаметр трубы, м;

D- диаметр оребрения, м.

Экономайзер выполнен  в виде  змеевиков из стальных  труб  с наружным диаметром  d=32 мм, толщиной стенки трубы δ=4 мм, внутренний диаметр труб d=24 мм. Толщина ленты δрб =1 мм, ширина ленты hрб=10 мм, диаметр оребрения D=52 мм, шаг между ребрами Sрб=10 мм. Принимаем  ширину  конвективной  шахты   в=1,725 м,  глубину шахты a=1,035 м, длину трубы lтр=1,525 м, длину оребренного участка трубы lрб=1,225 м, длину неоребренного участка трубы lгл=0,3 м.

Поперечный  шаг труб:

S1 =116 мм,                             

Продольный шаг труб:

S2 =60 мм.

Число труб в горизонтальном ряду по формуле 4.45:

z1 =1,035/0,116-1=8 шт

Примем число рядов труб по ходу газов z2 =24 шт

Общее количество труб:

nтр= z1·z2                                                    (4.69)

nтр =8·24=192 шт

 

Нрб=0,25·3,14·(0,0522-0,0322+2·0,052·0,001)·192·1,225/0,01= 32,94 м2

Нгл=3,14·0,032· м2

Н= 32,94+27,06= 60 м2

Нвн= П·dвн ·lтр·nтр,                                      (4.70)

где Нвн – площадь внутренней поверхности труб.

Нвн= 3,14·0,024·1,525·192= 22,07 м2

Коэффициент теплопередачи через ребристую стенку при сжигании газа:

  

                                                                                                                 (4.71)

 

где К - коэффициент теплопередачи, Вт/(м2·0С);

α1пр и α2 - приведенный   коэффициент теплоотдачи с наружной стороны и  коэффициент теплоотдачи от стенки к внутренней среде, Вт/м2·0С;

δст- толщина стенки, м;

λст- коэффициент температуропроводности материала стенки, Вт/м·0С; для среднеуглеродистой стали λст = 48,52 Вт/м·0С.

Нвн – площадь внутренней поверхности труб, м2;

ψ-коэффициент тепловой эффективности.

Приведенный   коэффициент теплоотдачи с наружной стороны:

α1пр=                                         (4.72)

где αк - коэффициент теплоотдачи конвекцией, Вт/м2∙0С;

Е- коэффициент эффективности ребра;

ψЕ – поправочный коэффициент;

    αк=1,13∙Сz∙Cs∙∙Ren∙Pr0,33, Вт/м20                                                       (4.73)

где Re – критерий Рейнольдса;

Pr – критерий Прандтля;

λ- коэффициент теплопроводности газов при средней температуре газа, Вт/м∙0С;

λ=0,037 Вт/м∙0С согласно /8.

    n=0,7+0,08∙Y+0,005∙φр,                                                                      (4.74)

где n- показатель степени;

φр- коэффициент оребрения;

δрб- толщина ребра, м;

Cs – поправочный коэффициент, учитывающий влияние относительного поперечного шага σ1;

Cz  - поправка на число рядов труб, CZ =1 при z2>8;

                               φр = (0,5∙(D2-d2+2∙D∙δрб )/(d∙Sрб))+1- (δрб/Sрб),       (4.75)

φр = (0,5·(0,0522-0,0322+2·0,052·0,001 )/(0,032·0,01))+1(0,001/0,01)=3,688

                                   Y=thX=th()                                        (4.76)   

n=0,7 + 0,08∙(-0,387)+0,005∙3,688= 0,687

                                     Cs=                                 (4.77)

Cs=

dy = d +                                       (4.78)

где dy – условный диаметр трубы,м;

dy =

Минимальное живое сечение для прохождения газов располагается в плоскости поперечного шага и определяется по формуле:

Fг=a∙b-z1∙lтр∙dy,                                                                        (4.79)

Fг=1,035∙1,725-8∙1,525∙0,034=1,37 м2

Проходное сечение для воды:

                                       F=0,785∙d∙z∙z∙z,                                     (4.80)

  

 F=0,785∙0,024∙8∙1∙2=0,00723 м

Скорость  газов и воды определим по формулам (4.25) и (4.48) соответственно.

W=  м/с

W= м/с

Критерий Рейнольдса для газа:

Re= W∙d/υ,                                                (4.81)

где υ- кинематический коэффициент вязкости при средней температуре газа, м2/с,

υ=27,82*10-6 м2/с согласно /8/;

λг- коэффициент теплопроводности газа, Вт/м∙0С,

λг=0,037 Вт/м∙0С согласно /8/.

Re= 15,6∙0,032/27,82∙10-6=17944 -  турбулентный режим

Критерий Прандтля для газов Prг=0,68 согласно /8/.

αк=1,13∙1∙0,14∙∙17944 0,687∙0,680,33=134,72 Вт/м20С

Коэффициент эффективности ребра Е зависит от параметров m и h’:

m=,                                                  (4.82)

 

где λрб- коэффициент теплопроводности материала ребра, для среднеуглеродистой стали  λрб =48,52 Вт/м∙0С, /10/.

m= 1/м

Условная высота ребра h’:

h’= hрб∙(1+(0,191+0,054∙D/d)∙ln D/d),                        (4.83)

h’= 0,01∙ (1+(0,191+0,054∙52/32) ∙ln 52/32))=0,011 м

m∙h’=74,52∙0,011=0,82

Коэффициент эффективности ребра Е:

Е=th(m∙h’)/ m∙h’,                                         (4.84)

Е=th(0,82)/ 0,82=0,823

Поправочный коэффициент ψЕ:

                                      ψЕ=1-0,058∙m∙h’,                                               (4.85)

ψЕ=1-0,058∙0,82 =0,952

α1пр= Вт/м20С

Для шахматных экономайзеров при сжигании газа коэффициент тепловой эффективности ψ=0,9 согласно /9/.

                                          (4.86)

где α2- коэффициент теплоотдачи от стенки к внутренней среде, Вт/(м2∙К);

Nu- критерий Нуссельта для воды;

λв- коэффициент теплопроводности воды при средней температуре, Вт/м∙0С,

согласно /4/ λв = 669 Вт/м∙0С.

По формуле (3.52):

→ режим движения  турбулентный

По формулам (4.53) и (4.54) определим критерии Прандтля и Нуссельта:

Рr =

Nu = 0,023·(21752)0,8·(2,4)0,4·1 = 96,3.

 

Определим коэффициент теплоотдачи от стенки к воде:

α = 2684,4

К= Вт/(м∙0С)

Тепловая мощность экономайзера по формуле 4.31:

Q=93,15·60·92·10-3=514,2 кВт

Высота  пакета по формуле 3.59:

                                         h =0,06·24+0,052=1,492 м

Уточним температуру воды на выходе tв по формуле 4.61:

tв=

Уточним температуру газов на выходе tг”.

           Энтальпия газов на выходе по формуле 4.62:

кДж/м3

Согласно рисунку 3.1 tг”=152 0С

Металлоёмкость теплообменника-утилизатора по формуле 4.64:

G=(27,06·0,004+32,94·0,001) ·7850=1108 кг=1,108т;

Капитальные затраты на один теплообменник:

                                           К=G·Цор,                                                                 (4.87)

где Ц – цена  за одну трубу со спирально-ленточным оребрением,

Ц=60 тыс. руб./т

К=1,108·60=66,48 тыс. руб.

 

 

4.6 Конструкторский расчет мембранного экономайзера

 

Методика расчета данного теплообменника изложена  в /11/. Мембранный экономайзер изображён на рисунке 4.6.

Рисунок 4.6 – Водяной экономайзер мембранного типа

Экономайзер выполнен  в виде  змеевиков из стальных  труб  с наружным диаметром  d = 32 мм и толщиной стенки трубы δ = 4 мм, внутренний диаметр труб d= 24 мм, высота ребра h=0,04 м. Толщина ребра bрб = 4 мм.  Принимаем a = 1,035 м,  в=1,725 м, длину трубы lтр= 1,525 м  и длину ребра lрб= 1,225 м. Примем число змеевиков nзм =8 шт, число рядов труб по ходу газов z2=32 шт, число рёбер nрб=31 шт. 

Длина змеевика:

lзм= lтр·z2,                                         (4.88)

lзм=1,525·32=48,8 м

Площади поверхности нагрева труб с наружной стороны (кроме оребренной поверхности) и поверхности нагрева ребер:

Нтр=(π·d·lзм-δ·lрб·nрб )·nзм,                                 (4.89)

Нрб= 2·h·lрб·nрб·nзм,                                       (4.90)

где lзм и lрб- длина змеевиков и ребер соответственно, м;

nзм , nрб - количество змеевиков в пакете, ребер в змеевике соответственно, шт;

b - толщина ребра, м;

h – высота ребра;

d- наружный диаметр трубы, м.

По  формулам (4.43), (4.44):

S1=3,5·0,032=0,112 м

S2=1,5·0,032=0,048 м

Нтр=(3,14·0,032·48,8-0,004·1,225·31 )·8 =38 м2

Нрб= 2·0,04·1,225·31·8=24,3 м2

Расчетная поверхность нагрева по формуле 4.66:

Н=24,3+38=62,3 м2

Площадь внутренней поверхности труб:

Нвн= π∙dвн∙lтр∙nзм,                                                                (4.91)

Нвн= 3,14∙0,024∙48,8∙8=29,42 м2

Коэффициент теплоотдачи с наружной стороны:

α1пр=,                                   (4.92)

где αк - коэффициент теплоотдачи конвекцией, Вт/м20С;

Е- коэффициент эффективности ребра;

ψрб, ψтр,– поправочные коэффициенты, при поперечном омывании труб и ребер;

Для шахматных пучков:

ψтр=0,033∙,                                     (4.93)

ψрб=1+(π∙d-2∙δ)∙(1- ψтр)/4∙h,                                  (4.94)

ψтр=0,033∙

ψрб=1+(3,14∙0,032-2∙0,004)∙(1- 1,086)/4∙0,04=0,95

αкz∙Cs∙∙Re0,7Рr0,33,                                          (4.95)

где Re – критерий Рейнольдса для газов;

Pr – критерий Прандтля для газов;

λ-коэффициент теплопроводности газов при его средней температуре, Вт/м∙0С,

λ=0,037 Вт/м∙0С , /8/;

Cs -поправка на геометрическую компоновку пучка.

Cs =0,115∙σ1-1,2 ∙φ+0,11,                                               (4.96)

где φ – обобщающий геометрический параметр

φ = (σ1 -1)/,                                  (4.97)

φ = (3,5 -1)/

Cs =0,115∙3,5-1,2 ∙0,57+0,11=0,124

Сz - поправка на число рядов труб,

Cz =1 при z2>8 , согласно рекомендациям /11/.

Проходное сечение для газов:

Fг=a∙b-z1∙lтр∙d,                                                                        (4.98)

Fг=1,035∙1,725-8∙1,525∙0,032=1,395 м2

Скорость продуктов сгорания по формуле 4.25:

W==15,3  м/с

Reг= 15,3∙0,032/27,82∙10-6=17599 -  турбулентный режим

Критерий Прандтля Pr=0,68 согласно /8/;

Коэффициент теплоотдачи конвекцией:

αк=1∙0,124∙∙17599 0,7∙0,680,33=118,3 Вт/м20С;

Коэффициент эффективности ребра Е:

Е=th(mh)/mh,                                               (4.99)

 

Параметр m:

m=                                                                       (4.100)

где λрб - коэффициент теплопроводности материала ребра, для среднеуглеродистой стали λрб = 48,7 Вт/м·0С, /10/

m= 1/м

m·h=39,73·0,04=1,36;

Е=th(1,36)/1,36 =0,644

Коэффициент теплоотдачи с наружной стороны:

α1пр=, Вт/м2·0С

Критерий Рейнольдса для воды по формуле (4.52):

→ режим движения  турбулентный,

Критерий Прандтля и Нуссельта по формулам (4.53), (4.54):

Рr =

Nu = 0,023·(21752)0,8·(2,4)0,4·1 = 96,3

Коэффициент теплоотдачи от стенки к внутренней среде:

 Вт/(м2·К)

Коэффициент теплопередачи через ребристую стенку при сжигании газа по формуле 4.71:

К= Вт/(м0С)

Тепловая мощность экономайзера по формуле (4.31):

Q=87·62,3·92·10-3=499 кВт

Высота  пакета по формуле (3.59):

h =0,048·32+0,032=1,568 м 

Уточним температуру воды на выходе tвпо формуле 4.61:

tв=

Уточним температуру газов на выходе tг”.

Энтальпия газов на выходе по формуле 4.62:

 кДж/м3

Согласно рисунку 3.1 tг”=153 0С.

Металлоёмкость теплообменника-утилизатора по формуле 4.64:

G=(38·0,004+24,3·0,004) ·7850=1960 кг=1,96 т;

Капитальные затраты на один теплообменник:

К=G·Ц,                                       (4.101)

где Ц – цена  за одну трубу с мембранным оребрением, Ц=40 тыс. руб./т;

К=1,96·40=78,4 тыс. руб.

 

Таким образом, проведён сравнительный конструкторский расчет теплообменников: гладкотрубного, оребренного мембранного типа и со спирально-ленточным оребрением. Были приняты одинаковые размеры конвективной шахты: а=1,035 м и в=1,725 м. В результате площадь поверхности экономайзера со спирально-ленточным оребрением, обеспечивающая  расчетную тепловую нагрузку, оказалась меньше, чем у стального гладкотрубного экономайзера и экономайзера с мембранным оребрением. Поэтому в данных условиях по конструктивным и экономическим соображениям выгоднее установить водяной экономайзер со спирально-ленточным оребрением. Более подробно результаты сравнительного конструкторского расчёта представлены на листе КФБН 610000.948 Д2 графической части проекта. Чертёж общего вида выбранного теплообменника-утилизатора представлен  на листе КФБН 610900.948 ВО.

 

                        4.7 Выбор дымососа

 

Расчетная мощность дымососа равна:

                                           N=βN·βH·βV·Δh·Vг/(ηд·103),                        (4.102)

где Δh-суммарное аэродинамическое сопротивление, Па;

βNHV - коэффициенты запаса по мощности, напору и производительности соответственно, βN≈ βH≈ βV≈1,1;

ηд - КПД дымососа, ηд=0,65;

Vг – расход продуктов сгорания, Vг =13,33м3

Суммарное аэродинамическое сопротивление:

Δh= 2·(Δhпп+ Δhи+ Δhэ+ Δhто)+ Δhгх                                               (4.103)

где Δhпп - аэродинамическое сопротивление пароперегревателя, Па;

Δhи  -  аэродинамическое сопротивление испарителя, Па;

Δhвэ  - аэродинамическое сопротивление экономайзера, Па;

Δhто - аэродинамическое сопротивление спирально-ленточного теплообменника, Па;

Δhгх - аэродинамическое сопротивление газохода между котлами-утилизаторами и дымовой трубой.

Аэродинамическое сопротивление входной камеры с пароперегревателем:

Δhпп= (ζп+ ζвх+ ζвых)·wг2·ρ/2;                                          (4.104)

где ζвх–коэффициент местных сопротивлений на входе в камеру пароперегревателя, ζвх =1,5, /12/;

ζп - коэффициент местных сопротивлений пучка пароперегревателя, ζп=2,87 согласно /12/;

ζвых - коэффициент местных сопротивлений на выходе из камеры пароперегревателя, ζвых = 1, /12/;

ρ – плотность дымовых газов,

                              ρ= ρ0·,                                                                  (4.105)

где ρ0, T0 – плотность и температура дымовых газов при 0 0С,

ρ0=1,256 кг/м3 согласно п.3.1, T0=273 К,

T – средняя температура дымовых газов в пароперегревателе,

T = 426 +273=699 К;

ρ=1,256·=0,49 кг/м3

wг – скорость газов в пароперегревателе, wг = 20,4 м/с согласно п. 4.3.2.

Δhпп=(1,5+2,87+1,0)·20,42·0,49/2=547,5 Па

Аэродинамическое сопротивление испарителя:

Δhи=λ·;                                                         (4.106)

где λ – коэффициент трения,

λ = 0,316/Re0,25,                                                              (4.107)

где Re – критерий Рейнольдса газов, Re=23744,5 согласно п.4.3.3,

λ = 0,316/23744,50,25=0,0254,

l – длина дымогарной трубы, l =5 м согласно характеристике котла-утилизатора;

wг – скорость газов в испарителе, wг = 24,5 м/с согласно п. 4.3.3;

dвн – внутренний диаметр дымогарных труб, м

Плотность дымовых газов по формуле 4.105:

ρ = 1,256·=0,57 кг/м3

Δhи=0,0254· Па

Аэродинамическое сопротивление двухходового экономайзера с поворотными входной и выходной камерами:

Δhэ=(ζвх+ ζп + ζпов+ ζпвых) ·;                             (4.108)

где ζвх – коэффициент местных сопротивлений на входе в экономайзер, ζвх=1,5, /12/;

ζп - коэффициент местных сопротивлений пучка, ζп =5,16, /12/;

ζвых - коэффициент местных сопротивлений на выходе из экономайзера,

ζвых = 1, /12/;

ζпов - коэффициент местного сопротивления при повороте на 900, согласно таблице Х111 /4/ ζпов=0,15;

wг – скорость газов в экономайзере, wг = 11,8 м/с согласно п.4.3.4.

Плотность дымовых газов по формуле 4.105:

ρ=1,256·=0,71 кг/м3

Δhэ=(1,5+5,16+0,15+5,16+1) ·11,82·1,256/2=641 Па

Аэродинамическое сопротивление поперечно омываемых оребренных пучков спирально-ленточного теплообменника:

Δ hто =kc·ξc·                                    (4.109)

где kс- поправочный коэффициент к аэродинамическому сопротивлению, учитывающий реальные условия эксплуатации, kс=1,1 согласно /12/;

ξ0- коэффициент сопротивления шахматного пучка:

                                                  ξ0z ·Сs·Reг-n,                                    (4.110)

где Сz- поправочный коэффициент на молярность пучка, при z2>8 Сz =1,0.

                (4.111)

n=0,17·=0,18

Сs - поправка на геометрическую компановку пучка,

Сs =2,8·,      (4.112)

Сs =2,8·=2,575

Критерий Рейнольдса:

Re= Wг·dэ/υ,                                       (4.113)

где dэ - эквивалентный диаметр сжатого поперечного сечения пучка;

                                    (4.114)

dэ=

Re= 15,6·0,055/27,82·10-6=30841

ξ0 =1·2,575·30841-0,18=0,4

Δ hто =1,1·0,4·

                           Δhгх = Δh м+ Δhтр ,                               (4.115)

где Δh м - местные сопротивления, Па;

 Δhтр– потери на трение, Па.

Δh м =Σζ·                                       (4.116)

где Σζ-  суммарный коэффициент местных сопротивлений;

Σζ=2·ζпов+ ζвх+ ζвых,                                                (4.117)

где ζпов- коэффициент местного сопротивления при повороте на 450, согласно

 таблице Х111 /12/ ζпов=0,1;

ζвх- коэффициент местного сопротивления при входе газа в дымосос (при внезапном сужении канала), по таблице Х111 /12/ ζвх=1,5;

ζвых - коэффициент местного сопротивления при выходе газа из  дымососа (при внезапном расширении канала),  согласно таблице Х111 /12/ ζвых=1,5;

Σζ=2·0,1+1,5+1,5=3,2

Примем среднюю скорость газа по газоходу равной wг=5 м/с, тогда

Δh м =3,2·31,24 Па

Δh тр =λ·L·w2·ρ/(2·dэ),                                           (4.118)

где λ- коэффициент трения в шероховатых трубах;

L-длина газохода, L=20 м;

dэ- эквивалентный диаметр газохода, м.

dэ=4·fг/П,                                                  (4.119)

где fг- сечение для прохода газов, м2;

П – периметр прохода, м.

fг=Vг /wг,                                               (4.120)

fг=2·13,33/5=5,34 м2

Размеры газохода 2,7м х 2,0 м согласно данным ПТО предприятия;

П =2·2,7+2·2,0=9,4 м;

dэ=4·5,34/9,4=2,27      По формуле (4.113):

                                 ,                                (4.121)

где ε – относительная шероховатость газохода:

ε=е/dэ,                                                   (4.122)

где е- средняя высота выступов на стенках трубы, по таблице Х11, /12/ е=0,0002;

ε=0,0002/2,27=8,81·10-5

=8,26    => λ=0,0146

Δh тр = 0,0146·20·52·1,256/(2·2,27)= 2 Па

Δhгх =31,24+2=33,24 Па

Суммарное аэродинамическое сопротивление:

Δh=2· (547,5+482,9+641+41,8)+33,24=3459,6 Па

Расчетная мощность дымососа:

N=1,1·1,1 ·1,1·3459,6·2·13,33/(0,82·103)=150  кВт

Установленный на предприятии дымосос рассчитан на электрическую мощность  N=259 кВт, что удовлетворяет полученным результатам.

 

4.8 Выбор насосов для перекачки химочищенной воды.

 

Мощность электродвигателя насоса:

                               NнN·βH·βV·Dсв·ΔРн/(ρвод·ηн·103)                          (4.123)

где βN, βH, βV - коэффициенты запаса по мощности, напору и производительности соответственно, βN≈ βH≈ βV≈1,1;

ηн -КПД насоса;

Dсв - расход перекачиваемой воды, Dсв=4 кг/с согласно данным ПТО предприятия;

ρвод - плотность воды, кг/м3;

ΔРн - полное гидравлическое сопротивление системы, Па.

Гидравлическое сопротивление системы с греющим теплоносителем:

                                                  ΔРн =2·ΔРто+ΔРтр,                               (4.124)

где ΔРто – потери напора в спирально-ленточном теплообменнике, Па;

ΔРтр - потери напора  в сети трубопроводов, Па.

Для теплообменника потери в трубном пространстве равны:

 (4.125)

где Σξ - суммарный коэффициент местных сопротивлений;

z1, z2 - число змеевиков и рядов труб в экономайзере, шт;

wв – скорость  воды в теплообменнике, м/с;

- плотность   воды при средней температуре, кг/м3;

L - длина трубы, м;

hэк - высота пакета экономайзера, hэк= 1,492 м;

λ – коэффициент трения;

dэ - эквивалентный диаметр труб, равный внутреннему dэ=0,024 м;

ψ – поправочный коэффициент для змеевиков,                                        

                                      ψ =1+3,54·dср/L,                                              (4.126)

                                      ψ =1+3,54·0,028/1,525=1,065

Σξ= ζвх+ ζвых +(z2-1)·ζповр+ ζс,                              (4.127)

где ζвх , ζвых - коэффициент местного сопротивления при входе и выходе из трубы, по таблице Х111 /12/ ζвх= ζвых =1;

ζр, ζс - коэффициент местного сопротивления при внезапном расширении и сужении канала,  согласно таблице Х111 /4/ ζрс =1,5;

ζпов - коэффициент местного сопротивления при повороте на 1800 в трубном пространстве, по таблице Х111 /5/ ζпов=2,5;

Σζ=21+(24-1)·2,5+2·1,5=62,5

Скорость воды wв=0,358 м/с согласно п.4.4;

Плотность воды= 976,4 кг/м3, /5/;

Re=21752>2300,

                          => λ=0,0386     

Для системы трубопроводов примем потери  в сети 700 кПа.

ΔРн =700000+ 2·49582 =799164 Па

Nн=(1,1·1,1·1,1·4·799164)/(976,4·0,7·10)3=6,2 кВт

 

Выбран циркуляционный насос по табл. 15.5 /13/ марки НКУ-90:

- подача 90 м3/ч;

- напор 0,385 МПа;

- частота вращения 1450 об/мин;

- электродвигатель марки АО2-71-2;

- мощность 22 кВт

- габариты, мм:

          длина 1935 ;

          ширина 571;

          высота 760;

- масса агрегата 680 кг;

- изготовитель - Катайский насосный завод (Курганская область)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Электроснабжение

Целью выполнения электрической части является проектирование схемы электроснабжения технологических потребителей электроэнергии.

 

5.1 Исходные данные для проектирования

 

Основными потребителями электроэнергии являются дымосос и питательный насос, относящиеся к электроприемникам продолжительного режима работы. По бесперебойности электроснабжения станция относится к потребителям второй категории. Токоприемники расположены в здании, в пожарно-взрывоопасной зоне, среда сухая.

Питание электродвигателей насосов осуществляется от шин 0,4 кВ. Токоприемники станции относятся к потребителям ІІ категории по бесперебойности электроснабжения. Электроприемники работают на переменном токе частотой 50 Гц.

 

Таблица 5.1 -Технические данные потребителей электроэнергии.

 

 

Технологи-ческое назначение

 

 

 

Тип

Параметры номинального режима

Число однотипных прием-ников, Nшт.

Мощность,

 кВт

Напряжение, кВ

Коэффициент использования, kи

КПД,  ηі.

Cos φ

Кратность

пуск.тока, Кт.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Дымосос

СДН 18-24-40

250

0,4

0,9

0,94

0,87

5

1+1

Питательный насос

АО2-74-2

75

0,4

0,85

0,89

0,81

5,5

1+1

Циркуляцион-ный насос

 

АО2-71-2

 

22

 

0,4

 

1,0

 

0,83

 

0,85

 

5,5

 

1+1

КИПиА

 

6

0,4

1,0

1

0,88

1

1

Освещение

 

6

0,4

0,75

1

1

1

1

 

Питание токоприемников электроэнергией осуществляется от существующей трансформаторной подстанции, расположенной на расстоянии 480 м.

 

5.2 Расчёт электрических нагрузок.

 

Найдем электрическую нагрузку потребителей. При расчете мощность резервных агрегатов учитывать не будем, т.к. в любой момент времени работает только один из двух агрегатов. Для этого по технологическому назначению потребителей электроэнергии из таблицы 5.1, находим индивидуальные коэффициенты использования электроэнергии Ки и заносим их в таблицу 5.2.

Для каждого электроприемника рассчитываются средние активная Рэi и средняя реактивная Qэi  мощности.

                               Рэiнi∙Ки·Niнi*%,                                                     (5.1)

                               Qэi эi∙tgφi,                                                                         (5.2)

                               tgφi=,                                                  (5.3)

Где N-количество однотипного оборудования;

Ки –коэффициент использования;

ηнi – коэффициент полезного действия.

Групповой средний взвешенный коэффициент использования Ки определим по формуле:

                              Ки =                                                         (5.4)                                                                                                                                                               Из справочника определяем расчетный коэффициент Кр=1.

С учетом расчетного коэффициента определим мощности (Pp,Qp,Sp) и заполним графы 12,13,14 таблицы.

 

Таблица 5.2 – Расчет электрической нагрузки (по форме Ф636-92)

Исходные данные

Расчетные величины

 

 

 

 

Кр

Расчетные нагрузки

 

Ip,

А

По заданию технологов

Справ.данные

Ки*

кВт

Ки*tgφ, квар

 

n*P

 

Pp

кВт

 

Qp

квар

 

Sp

кВА

 

Наименование ЭП

Кол.

n

Рн,кВт

 

Ки

 

Cos φ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Одного

Общая

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Дымосос

1

250

250

0,9

0,87

199,5

113

 

 

 

199,5

113

 

349

Питательный насос

1

75

75

0,85

0,81

59

42,7

 

 

 

59

42,7

 

111

Циркуляционный насос

1

22

22

1,0

0,85

26,5

16,4

 

 

 

26,5

16,4

 

47

КИПиА

1

6

6

1,0

0,88

7,2

3,9

 

 

 

7,2

3,9

 

12

Освещение

1

6

6

0,75

1

4,5

0

 

 

 

4,5

0

 

6,8

Итого

5

250/6

 

0,76

 

296,7

176,1

 

5

1

296,7

176,1

345

525

 

 

Полную мощность нагрузки определяем используя суммы активных и реактивных мощностей:

Scp=,                                                                                   (5.5)

Полная мощность равна:   Scp =345кВА.

Рр =Рэ;     Qp=Qэ;   Sp=Sэ.

Мощность электроприемников на 0,4кВ равна

Рр=296,7кВт;          Qp=176,1квар;       Sp=345кВА.

Результаты расчета сводим в таблицу 5.2

 

5.3 Выбор силовых трансформаторов

 

5.3.1 С учетом наличия потребителей ІІ групп (таблица5.1) по надежности электроснабжения число силовых трансформаторов на ТП выбираем N=2.

Расчет ведем по формуле:

                                              Sнт=Sр/N*Kп.                                                          (5.6)

Где Sр- расчетная полная мощность установки, кВА;

N- количество устанавливаемых трансформаторов;

Кп- коэффициент перегрузки трансформатора равен 1,4 (с такой перегрузкой трансформатор может работать в течении суток, при потреблении максимальной мощности не дольше 6 часов).

Sнт= 345/ 2*0,7=237кВА

Из справочника выберем трансформатор типа ТМЗ-240/35/6,3 с номинальной мощностью Sнт=240кВА. Проверим реальный коэффициент загрузки выбранных трансформаторов. Используем формулу:

Кз= Sр/ N* Sнт.=345/2*240=0,7

       Реальный коэффициент загрузки выбранного трансформатора не превышает 0,7 следовательно, трансформатор   выбран правильно. Технические характеристики выбранного трансформатора приведены в таблице 5.3.

 

Таблица 5.3 – Характеристики трансформатора собственных нужд

 

Тип

Sном,

кВА

Напряжение обмотки,  кВ

Потери,

кВт

 

Uk,

%

 

Iхх,

%

 

Масса,

т

ВН

НН

Рх

Рк

ТМЗ-240/6,3/0,4

240

6,3

0,4

6,4

25

10

0,75

6,2

 

5.4 Разработка схемы электроснабжения

 

Питание токоприемников осуществляется от РУ – 6кВ ГПП предприятия, расположенной на расстоянии 480 м. и ТП №87-6/0,4кВ.

Для надежной работы оборудования предусмотрим  два взаимно резервируемых источника электроэнергии- питание осуществим от двух разных секций ПГВ. При аварии силового трансформатора или кабеля половина потребителей обесточивается. Между шинами включим автоматический выключатель со схемой автоматического ввода резерва (АВР). Таким образом питание отключенных электроприемников будет восстановлено через десятые доли секунды. Распределение электроэнергии осуществляем по радиальным линиям, т.к. они обеспечивают независимость электроприемников друг от друга и удобны при ремонтных работах.

Между шинами нагрузка распределена равномерно. Схема электроснабжения показана на рисунке 5.1

 

5.5 Расчет  токов короткого замыкания

 

Правильно выбранная защитная аппаратура должна надежно отключать наибольшие токи КЗ и обладать достаточной чувствительностью к наименьшим номинальным токам.

Наибольшие токи КЗ будут возникать в точках К1 и К2 (рисунок5.1).

По первому из них проверяем коммутационную способность автоматов Q1-Q3, по второму- автоматических выключателей на отходящих от шин А1 и А2 линиях. Для расчета тока КЗ делаем допущения:

- ток короткого замыкания ограничивается теми элементами схемы электроснабжения, по которым он протекает;

- на схеме замещения элементы схемы, по которым протекает ток короткого замыкания, заменяют его эквивалентным сопротивлением.

Контрольные точки для тока КЗ выбирают на каждом уровне схемы электроснабжения из расчета его максимального значения. Рассчитанное значение тока относят ко всем защитным аппаратам данной шины. Схема замещения с учетом выбранных контрольных точек представлена на рисунке 5.4.

На схеме приняты следующие обозначения:Z1- сопротивление кабельной линии W1; Z2- эквивалентное сопротивление трансформатора Т1; Z3- переходное сопротивление выключателя Q1;Z4- переходное сопротивление выключателя Q7; Z5- сопротивление  кабельной линии W6; Z6-переходное сопротивление магнитного пускателя КМЗ.

 Рисунок 5.4 – Схема замещения

Для точки К1:

По справочным данным трансформатора ТМЗ-240/6,3/0,4 имеем:

Рхх=28,4 кВт,   Ркз=105кВт,  Uk=10%,    Iхх=0,75%.

Определяем сопротивление трансформатора:

                                                 Z1т=U²*Uкз/Sн*100                                          (5.7)

Z1т= 35²*10/1600*100=84мОМ

Где Uн- номинальное напряжение обмотки низжего напряжения, В;

Sн- номинальная мощность трансформатора, кВА;

r1т==35*105/1600=76 мОм,

х1т==36мОм,

Сопротивление контактных соединений до точки К1 принимаем равным 15 мОм, сопротивление кабельной линии- 11,5мОм, тогда полное сопротивление до точки К1 будет:

r1=r1т+r1k+r1в=11,5+76+15=102,5мОм,

Z1=

Определим ток трехфазного короткого замыкания в точке К1:

Для точки К2

Сопротивление контактных соединений до точки К2 принимаем равным , тогда полное сопротивление до точки К2 будет:

r= r2k+rkaб = 18+11,5=29,5 мОм

мОм

Z2=

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2:

кА.

Ударные токи в точках К1 и К2 будут:

Iу1=Ik1*Ку=1,4*21,4*1,0=29,9 кА

Iу2=Ik2*Ку=1,4*9,2*1,0=12,9 кА

 

5.6 Выбор автоматических выключателей

 

Выбор выключателей Q1-Q3

 

Расчетный ток продолжительного режима:

Iн=А

Определяем ток перегрузки:

Iп=Iн*Кп=262*1,2=314 А

Импульс квадратичного тока:

Вк=183кА²*с

Из справочника выбираем выключатель ВЭ-04-40/1600 УЗ. Выбор производится из условия:

                  Iмах<Iном                            Iп.о.<Iотк                             Вк<Iтер²*tтер

 

Таблица 5.5 - Условия выбора выключателя

Условия выбора

Расчетные данные

Данные каталога

Imax<Iном

314А

1600А

Iп.о.<Iотк

29,9кА

40кА

Bк<Iтер²*tтер

183кА²*с

6400кА²*с

Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям.

 

Выбор выключателей Q5-Q14

Расчетный ток продолжительного режима по максимальной мощности (табл.5.2) равен: Iн=349А.

Определяем ток перегрузки:

I=Iн*Kп=349*5=1458A

Импульс квадратичного тока:

Вк=кА²*с

Из справочника выбираем выключатель ВЭ-04-40/1600 УЗ. Выбор производится из условия:

                Iмах<Iном                             Iп.о.<Iотк                        Вк<Iтер²*tтер

Таблица 5.6 - Условия выбора выключателя

Условия выбора

Расчетные данные

Данные каталога

Imax<Iном

1458А

1600А

Iп.о.<Iотк

12,9кА

40кА

Bк<Iтер²*tтер

34,1кА²*с

6400кА²*с

 

Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям

 

                                                Выбор выключателей Q4, Q15

Расчетный ток продолжительного режима по максимальной мощности равен:

Iн= Рн/соѕφ* U=12А

Определяем ток перегрузки:

I=Iн*Kп=12*1,5=18A

Импульс квадратичного тока:

Вк=кА²*с

Из справочника выбираем выключатель А3710Б. Выбор производится из условия:

               Iмах<Iном                                       Iп.о.<Iотк                                       Вк<Iтер²*tтер

Таблица 5.7- Условия выбора выключателя

Условия выбора

Расчетные данные

Данные каталога

Imax<Iном

10А

160А

Iп.о.<Iотк

4,7кА

16кА

Bк<Iтер²*tтер

4,5кА²*с

400кА²*с

 

Выбранный выключатель удовлетворяет всем условиям

 

5.7 Выбор уставок защит по условиям несрабатывания в нормальных режимах

 

Для автоматических выключателей выберем уставки тепловых и электромагнитных расцепителей и проверим их на несрабатывание при кратковременных перегрузках.

Пиковый ток кратковременной перегрузки в линии, питающей одиночный двигатель, определяется по формуле:

Iп = kп*Iн,

Где kп- кратность пускового тока;

Iп = Iр- номинальный ток.

Для линии питающей узел нагрузки:

Iп = Iр-Iн мах*Ки+Кп*Iн мах,

Где Iр- расчетный ток линии (таблица 5.3);

Iн мах, Кп- номинальный ток и кратность пускового тока наибольшего из двигателей, на данной линии;

Для электромагнитного расцепителя должно выполняться:

Iзэ ≥ Iн*Kкз,

Где – Iзэ ток уставки электромагнитного расцепителя;

Kкз, - коэффициент запаса, равный 1,25 для нормальных помещений, 1,5- для взрывоопасных зон всех категорий.

Ток тепловой защиты для выключателей питающих электродвигатели определяем по формуле:

Iзт= Iп/2,5

Результаты сводим в таблицу 5.8

Таблица 5.8- Выбор защит питающих и отходящих линий

Обозначение на схеме

Расчетные параметры

 

Параметры защиты

 

Тип

автомата

Iр,А

Iп,А

Iн,А

Iзт,А

Iзэ,А

W1,W2

262

314

1600

350

450

ВЭ-04-40/1600 УЗ

W4,W14

349

1458

1600

600

1600

ВЭ-04-40/1600 УЗ

W3-W14

12

18

160

20

30

А3710Б

 

Установка рассчитанных токов электромагнитной и тепловой защиты на выбранных автоматических выключателях соответствующих техническим условиям гарантирует несрабатывание защит в нормальных условиях и при импульсах пусковых токов.

 

 

5.8 Выбор кабелей

 

Выбор сечений проводников следует выполнять по таблицам исходя из допустимого нагрева проводника расчетным током. Должно выполняться условие:

Iдоп*Ксн ≥ Кв*Iр,                                                                                                       (5.8)          

где  Iдоп – допустимый ток для проводника заданного сечения, А;

Ксн – поправочный коэффициент на условие прокладки (Ксн);

Iр – наибольший расчетный ток в линии, А;

Кв - поправочный коэффициент. (Для взрывоопасных зон Кв=1,25).

Для выбранных аппаратов защиты значение Кзащ=1,0 по нему проверяем условие: Iзт/ Iдоп* Ксн ≤ Кзащ

Результаты расчета сводим в таблицу 5.9.

Таблица 5.9 – Выбор кабелей

Поз.обознач.

Iзт,А

Iр,А

Iдоп* Ксн,А

Кзащ

Iзт/ Iдоп* Ксн

Марка кабеля

W1,W2

350

262

380

1,0

0,92

АСБ(3х185)

W4,W14

600

349

600

1,0

1,0

АВВГ(3х120)х2

W3-W14

20

12

31

1,0

0,64

АВВГ(3х2,5)

 

Таким образом выбранные по условию нагрева сечения кабельных линий удовлетворяют уставкам аппаратов защиты.

 

5.9 Выбор магнитных пускателей

 

Выбор магнитных пускателей производим по соотношениям

Iн ≥ Iр,         Uн ≥ Uнл,          Рн ≥ Рр

Для двигателя А02-71-2 Uнл=380В; Iр=47А; Рр=22кВт. Выбираем магнитный пускатель ПА 512 с параметрами:

                          Uн=Uнл=380В;                               Iн=115А> Iр=47А;

Результаты выбора магнитных пускателей для других типов электродвигателей сведены в таблицу 5.10

Таблица 5.10 – Выбор магнитных пускателей

Двигатель

Пускатель

Назначение

Тип

Uн,В

Iр,А        

Uн,В

Iр,А        

Тип

Прим.

Дымосос

СДН18-24-40

380

349

380

400

ПА-612

нереверс.

Питательный насос

АО2-74-2

380

111

380

56

ПА-412

нереверс.

Циркуляционный насос

АО2-71-2

380

47

380

115

ПА-512

нереверс.

 

Для приводных электродвигателей выбираем нереверсивные магнитные пускатели типа ПА и располагаем их в помещении распределительного пункта и щитовых сборках.

В результате выполнения раздела определена: средняя потребляемая мощность (в соответствии с режимом работы), выбраны силовые трансформаторы, коэффициент загрузки которых соответствует требованиям для питания потребителей ІІ категории. Потребителей ІІ категории обеспечены питанием с высокой надежностью т.к. питаются по двум кабельным линиям от двух трансформаторов СН. Сборочные шины оборудованы АВР. Выбранная схема позволяет надежно обеспечивать электроприемники электроэнергией в нормальных и аварийных ситуациях.

6 Контрольно-измерительные приборы  и автоматизация

 

Рассматриваемая установка состоит из технологически связанного оборудования: котлов-утилизаторов, двух теплообменников-утилизаторов.

Задачей регулирования является поддержание определенных значений основных регулируемых параметров: температур, расходов, уровней и давлений рабочих сред.

Схема автоматизации решает следующие задачи:

- позволяет обеспечить точность поддержания заданных параметров;

- повышает срок службы оборудования;

- предотвращает аварийные ситуации;

- снижает эксплуатационные издержки.

Диспетчерский комплекс, автоматизированное рабочее место оператора компонуется из стандартных персональных компьютеров, мнемосхемы и физического пульта управления.

Непрерывный контроль за ходом технологического процесса  осуществляет система сигнализаций и блокировок установки.

Она обеспечивает:

- подачу предупредительного светового и звукового сигнала при выходе контролируемого ей технологического параметра за границу допустимых (минимальных и максимальных) значений;

- аварийную остановку защищаемого оборудования при достижении предельно минимальных и предельно максимальных значений, контролируемого системой параметра.

Система сигнализации и блокировок смонтирована независимо от системы регулирования технологических параметров.

Лампы световой сигнализации установлены на мнемосхеме. При достижении минимального или максимального значения технологического параметра срабатывает звуковая сигнализация, и на мнемосхеме мигает соответствующая лампа светового сигнала.

При достижении предельно-максимальных и предельно-минимальных значений технологических параметров система противоаварийной защиты оборудования  обеспечивает отключение соответствующих технологических потоков. Для отключения потоков  на установке предусмотрены электрозадвижки.

Для отключения электрооборудования установки на щите оператора предусмотрены кнопочные устройства для группового и индивидуального отключения.

Регулирование уровня воды в барабанах котлов осуществляется устройством 1-3. Если уровень достиг своего максимального или минимального значения, происходит уменьшение или увеличение расхода питательной воды в котлы посредством  устройства 2. Аварийное отключение КУ-А, Б происходит при предельно-минимальном 10 % и предельно-максимальном 80 % уровнях воды в барабанах котлов.

Температура перегретого пара на выходе из котлов-утилизаторов регистрируется посредством прибора – 8-2. Давление перегретого пара на выходе из котлов-утилизаторов регистрируется  прибором 9.3.

Температура поступающих в котлы дымовых газов регистрируется посредством прибора 10-2.  Разряжение дымовых газов перед котлами-утилизаторами определяется прибором 23-1, а после котлов-утилизаторов 11-1. Если разряжение дымовых газов после котлов-утилизаторов меньше  заданного значения, то отключается электропривод дымососа 12.

Питательная вода котлов из химводоочистки подаётся в теплообменник-утилизатор, где обогревается засчёт теплоты уходящих газов и  затем поступает в деаэратор. Температура химочищенной воды после теплообменников-утилизаторов регистрируется посредством прибора 13-1, далее сигнал преобразуется в электрический и поступает на устройство контроля, регистрации и сигнализации 13-3. При температуре выше 104 0С закрывается отсечной клапан 14. Регулирование давления в деаэраторе осуществляется посредством прибора 18-3, клапан 19 которого установлен на трубопроводе пара в деаэратор. Регулирование уровня в деаэраторе осуществляется посредством прибора 20-3, клапан 21 которого установлен на трубопроводе воды в деаэратор.

Необходимое давление питательной воды для котлов-утилизаторов создается насосом и регистрируется посредством прибора 22-3.

Схема  технологическая  принципиальная  приведена  на  листе               КФБН 610000.948 С3 графической части проекта.

Описание КИПиА приведено в таблице 6.1.

 

 

Таблица 6.1 - Перечень приборов КИП и автоматики

Позиция

Измеряемый

параметр

Измеряемая среда

Место установки

прибора

Наименование и характеристика

                    прибора

наименование

параметры

1

2

3

4

5

6

1-1

Уровень в барабане котла

пар

-

Барабан котла

Уровнемеркамерный,

цилиндрический

1-2

Уровень в барабане котла

пар

-

Щит преобразователей

Передающий преобразователь уровня

1-3

Уровень в барабане котла

пар

-

Щит управления

Вторичный пневматический регистрирующий электронный прибор

1-4

Уровень в барабане котла

пар

-

Трубопровод химочищенной воды

Исполнительный механизм

3-1

Давление в барабане котла

пар

1,3Мпа

Барабан котла

Манометр

3-2

Давление в барабане котла

пар

1,3Мпа

Щит преобразователей

Передающий преобразователь давления

3-3

Давление в барабане котла

пар

1,3Мпа

Щит управления

Устройство контроля и регистрации

3-4

Давление в барабане котла

пар

1,3Мпа

Газоход

Исполнительный механизм

5-1

Солесодержание воды в барабане котла

вода

1 мг/л

Барабан котла

Кондукциометрический преобразователь

5-2

Солесодержание воды в барабане котла

вода

1 мг/л

Щит преобразователей

Передающий преобразователь

5-3

Солесодержание воды в барабане котла

вода

1 мг/л

Щит управления

Устройство контроля и регистрации

Продолжение таблицы 6.1

1

2

3

4

5

6

5-4

Солесодержание воды в барабане котла

вода

1 мг/л

Трубопровод продувочной воды

Исполнительный механизм

7-1

Расход перегретого пара

пар

-

Паропровод

Диафрагма камерная

7-2

Расход перегретого пара

пар

-

Щит преобразователей

Передающий преобразователь уровня

7-3

Расход перегретого пара

пар

-

Щит управления

Вторичный пневматический суммирующий прибор

8-1

Температура перегретого пара

пар

280 0С

Паропровод

Термопара

8-2

Температура перегретого пара

пар

280 0С

Щит управления

Устройство контроля и регистрации

9-1

Давление пара на выходе из котла

пар

1,3Мпа

Паропровод

Манометр

9-2

Давление пара на выходе из котла

пар

1,3Мпа

Щит преобразователей

Передающий преобразователь давления

9-3

Давление пара на выходе из котла

пар

1,3Мпа

Щит управления

Устройство контроля и регистрации

10-1

Температура газов на входе в котёл

дымовые газы

430 0С

Газоход

Термопара

10-2

Температура газов на входе в котёл

дымовые газы

430 0С

Щит управления

Устройство контроля и регистрации

11-1

Разрежение газов на выходе из  котла

дымовые газы

100 кгс/м2

Газоход

Манометр

11-2

Разрежение газов на выходе из  котла

дымовые газы

100 кгс/м2

Щит преобразователей

Передающий преобразователь сигнала

Продолжение таблицы 6.1

1

2

3

4

5

6

11-3

Разрежение газов на выходе из  котла

дымовые газы

100 кгс/м2

Щит управления

 Вторичный регистрирующий прибор

11-4

Разрежение газов на выходе из  котла

дымовые газы

100 кгс/м2

Газоход

Исполнительный механизм

13-1

Температура химочищенной воды после теплообменника

вода

104 0С

Трубопровод химочищенной воды

Термопара

13-2

Температура химочищенной воды после теплообменника

вода

104 0С

Щит преобразователей

Передающий преобразователь сигнала

13-3

Температура химочищенной воды после теплообменника

вода

104 0С

Щит управления

Устройство контроля и регистрации

13-4

Температура химочищенной воды после теплообменника

вода

101 0С

Газоход

Исполнительный механизм

15-1

Температура газов после котла

дымовые газы

240 0С

Газоход

Термопара

15-2

Температура газов после котла

дымовые газы

240 0С

Щит управления

Устройство контроля и регистрации

16-1

Разрежение газов после теплообменника

дымовые газы

100 кгс/м2

Газоход

Манометр

16-2

Разрежение газов после теплообменника

дымовые газы

100 кгс/м2

Щит преобразователей

Передающий преобразователь давления

16-3

Разрежение газов после теплообменника

дымовые газы

100 кгс/м2

Щит управления

Устройство контроля и регистрации

Продолжение таблицы 6.1

1

2

3

4

5

6

17-1

Температура газов после теплообменника

дымовые газы

150 0С

Газоход

Термопара

17-2

Температура газов после теплообменника

дымовые газы

150 0С

Щит управления

Устройство контроля и регистрации

18-1

Давление в деаэраторе

пар

12 кгс/см2

Деаэратор

Манометр

18-2

Давление в деаэраторе

пар

12 кгс/см2

Щит преобразователей

Передающий преобразователь сигнала

18-3

Давление в деаэраторе

пар

12 кгс/см2

Щит управления

Вторичный пневматический регистрирующий прибор

18-4

Давление в деаэраторе

пар

12 кгс/см2

Паропровод

Исполнительный механизм

20-1

Уровень в деаэраторе

-

-

Деаэратор

Уровнемер буйковый

20-2

Уровень в деаэраторе

-

-

Щит преобразователей

Передающий преобразователь уровня

20-3

Уровень в деаэраторе

-

-

Щит управления

Вторичный регистрирующий прибор

20-4

Уровень в деаэраторе

-

-

Трубопровод химочищенной воды

Исполнительный механизм

22-1

Давление питательной воды после деаэратора

вода

16 кгс/см2

Трубопровод питательной воды

Манометр

22-2

Давление питательной воды после деаэратора

вода

16 кгс/см2

Щит преобразователей

Передающий преобразователь давления

22-3

Давление питательной воды после деаэратора

вода

16 кгс/см2

Щит управления

Вторичный пневматический регистрирующий электронный прибор

23-1

Разрежение на входе в  котёл

дымовые газы

30 кгс/м2

Газоход

Манометр

Продолжение таблицы 6.1

23-2

Разрежение на входе в  котёл

дымовые газы

30 кгс/м2

Щит преобразователей

Передающий преобразователь сигнала

23-3

Разрежение на входе в  котёл

дымовые газы

30 кгс/м2

Щит управления

Вторичный регистрирующий прибор

 

7 Охрана окружающей среды

                                               

7.1 Экологическая характеристика объекта

 

Загрязнения вредными примесями атмосферы, земли, воды ухудшает санитарно-гигиеническое состояние городов, полей, водоёмов, оказывая вредное действие на организм человека и растительность, ухудшается качество продукции предприятия, увеличивается износ механизмов и разрушает строительные конструкции зданий и сооружений.

На рисунке 7.1 представлена схема источников загрязнения окружающей среды установкой каталитического риформинга на Новокуйбышевской НПЗ.

 

1 – трубчатая печь ЛЧ – 35/11- 600;  2,3 - котлы-утилизаторы Q =6,7 МВт;  4 –  дымовая труба (Н=30 м);  5 – блок обслуживания цеха;  6 - щит управления.

Рисунок 7.1 – Схема источников загрязнения окружающей среды.

 

Анализ схемы и исходные данные для расчётов

 

Атмосфера загрязняется следующими вредными выбросами:    

- оксиды азота (NO2);

- окись углерода (СО).

Гидросфера загрязняется следующими вредными сбросами:

- стоки от регенерации  Na-катионитовых фильтров и от непрерывной   продувки (Na+,Cl-).

Литосфера загрязняется следующими вредными отходами:

 I класс опасности – люминесцентные лампы (1,4 т/год) по данным предприятия;

II класс опасности – отсутствует;

III класс опасности – ремонтные отходы (15 т/год), ветошь (0,003) на человека;

IV класс опасности – ремонтные (15 т/год) и производственные отходы (0,01 т/м2 в год);

V класс опасности – бытовые отходы (0,04т/чел в год).

Плата за ущерб окружающей среды определяется по следующей формуле:

, где

- коэффициент, повышающий или понижающий плату;

= 1,2 - для населённых пунктов;

= 0,3 – при наличии природоохранных мероприятий;

= 1,9 – коэффициент индексации, учитывающий инфляцию, при использовании данных 2003 г в 2011 г.

где ηэкА = 1.9, ηэкГ =1,32, ηэкЛ =1,9– коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние почвы) по территориям Российской Федерации;

Мзв,j – количество загрязняющих веществ, т/год;

МзвЛ учитывается коэффициент рассеивания f10;

Пн,j – плата нормативная, определяется по 1 столбцу, руб./год.

 

7.2  Защита атмосферы от загрязнения вредными выбросами

 

В продуктах сгорания природного газа содержатся оксиды азота (NO2) и углерода (СО).

Массовый выброс в атмосферу окиси углерода и оксидов азота (согласно производственным данным):

                                                ,                                  (7.1)

МNО2 = 96000*83,39*10-6 = 8,006 г/с (212,59 т/год);

                                                ,                                        (7.2)

МСО =1,5*1,18*10-3 =1,301 г/с (34,55 т/год).

Предельно допустимый выброс NO2:

                             ПДВNO2 = ПДКссNО2×10-9× 2×Vг× τ ×Kрас ,                       (7.3)

где ПДКсс- предельно допустимая среднесуточная концентрация NO2 в атмосфере, мг/м3 , ПДКССNO2=0,04 мг/м3;

 

Vг - расход газов одним котлом, м3/ч;

t - число часов работы установки, ч/год;

Kрас. –коэффициент рассеивания,

                            Kрас. = A×F× m × n × hр                                                      (7.4)

где А=160 - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы;

F=1 - коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе;

М - массовый выброс вредного вещества, г/с;

m,n - коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья дымовой трубы;

hp=1 -  безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности.

Коэффициент m определяется в зависимости от параметра f, который равен:

                           ,                                                                 (7.5)

где D – диаметр устья дымовой трубы, м;

w0 – скорость выхода газов из устья трубы, м/с;

Согласно производственным данным w0=4,4 м/с;

DT- разность температур выбрасываемых газов и атмосферного воздуха, 0С;

ΔТ=152-30=122 0С.

                        

при f < 100  

                         ,                                                 (7.6)

                          =1,428;

n – параметр, зависящий от коэффициента Vm,.

                                         ,                                                                           (7.7)

 где V1 - объемный расход удаляемых газов.

                         V1= 2·Vг/3600,                                                                 (7.8)

                         V1= 2·48000/3600=26,7 м3

                                         => 0,3 < Vm < 2 =>

                          ,                                         (7.9)

                         n

                                Kрас. = 160×1,428×1,006=230

                          ПДВNO2=0,04×10-9×2×48000×7376×230 = 6,51 т/год

 

Предельно допустимый выброс СО:

                        ПДВсо = ПДКссСО×10-9× 2×Vг ×τ× Kрас.,                               (7.10)

где ПДКсс- предельно допустимая среднесуточная концентрация СО в атмосфере, мг/м3; ПДКСССО=3 мг/м3

                              ПДВсо=3×10-9×2×48000×7376×230 = 487,6 т/год.

Произведем расчет концентраций вредных веществ,  содержащихся в дымовых газах, и определим плату за загрязнение атмосферы.

Максимальное значение приземной концентрации вредного вещества  определяется по формуле:

                                                                             (7.11)

где h – высота дымовой трубы, м;

  V1- расход газовоздушной смеси.

Высота дымовой трубы:

                          ,                                  (7.12)

где ПДК – предельно допустимая концентрация вредного  вещества, мг/м3;

Сф- фоновая концентрация вредного вещества,  мг/м3;

N – число дымовых труб.

ПДКNO2=0,04 мг/м3, ПДКСО=3 мг/м3;

Сф NO2=0,03 мг/м3,  Сф СO =1,5 мг/м3.

Определим максимальное значение приземной концентрации оксида азота и угарного газа:

C=мг/м3,

C=мг/м3

Высота дымовой трубы :

м.

Эти значения не превышают существующую высоту дымовой трубы 120м.

 

Расчет платы за ущерб атмосфере

 

Для вредных веществ при условии Мiатм ≤ ПДВi  плата за ущерб атмосфере составит:

                         Y = ∑ni=1 σА·f·ПатмI·Мiатм;                                                     (7.13)

 Для вредных веществ при условии Мiатм > ПДВi  плата за ущерб атмосфере составит:

                    Y = ∑ni=1 А·f·ПатмI· ПДВi + σА·f·ПатмII  iатм – ПДВi));    (7.14)

где σА– коэффициент, учитывающий характер (ценность) загрязняемой территории,

для промышленных предприятий  σА = 1,2;

f – безразмерный коэффициент, учитывающий характер рассеяния загрязняющих веществ в атмосфере, f=1,9;

Мiатм –масса выбросов источником загрязнения i – го вещества, т/год;

Патмi – нормативные платы за выброс загрязняющих веществ, руб/т.

Патм СОI=0,6 руб/т, Патм СОII=3 руб./т.

Патм NO2I=52 руб/т, Патм NO2II=260 руб./т.

Мероприятия по защите атмосферы

 

Уменьшение выбросов оксидов азота ((NO2) в атмосферу в настоящее время наиболее реально достигается путем применения рациональной технологии сжигания топлива. Это можно осуществить различными методами, среди которых каталитическое сжигание топлива, сжигание топлива с предварительным смешением, применение кольцевой многорегистровой и многофакельной камер сгорания. В данном случае высота трубы обеспечивает рассеивание вредных выбросов, что позволяет не применять природоохранных мероприятий.

 

7.3 Защита гидросферы от загрязнения вредными сбросами

Сточные воды образуются:

- при регенерации Na-катионитовых фильтров. Расход воды на регенерацию составляет 0,5 т/час, сбрасываемая вода содержит соли магния и кальция, преобладают ионы кальция (Ca++).

                             ,

где Gр –расход воды на регенерацию, т/час;

   τ – время работы котла, час/год.

                               т/год.

-при  продувке котла смесью конденсата и химически очищенной водой. Продувка составляет 0,67 т/час, сбрасываемая вода содержит соли кальция и магния в соотношении 7:3 (по данным предприятия).

                            ,                                                                    (7.15)

где Gпр – количество продувочной воды, т/час;

τ – время работы котла, час/год.

                            т/год.

-при кислотной промывке котла каждые 2 – 3 года слабым раствором хромовой или соляной кислоты.

         М=7 т/год.

-при использовании воды в душе. Число обслуживающего персонала – 6 человек. Суточная норма воды составляет 0,03 т/чел.

                          ,                                                         (7.16)

                           т/год

-при мытье полов. Суточная норма 0,5 т/сут на 1000 м2 площади.

                           ,                                                             (7.17)

Площадь помещения цеха:

                                                                                                    (7.18)

где а –длина помещения, а = 12 м;

   b – ширина помещения, b=17 м.

                            S=12·17=204 м2

                            т/год.

 

Расчет платы за загрязнение гидросферы

 

Плата за загрязнение гидросферы определяется по формуле:

                           ,                                                          (7.19)

где ηэк = 1,32 – коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние воды) по территориям Российской Федерации;

σ = 1,13 – коэффициент, учитывающий, что сток осуществляется в реку;

М – расход сточных вод, т/год;

Пл – нормативные платы за сброс загрязняющих веществ в поверхностные водоемы, руб/т.                                                                                                                                                

 руб./год.  

 

Мероприятия по защите гидросферы

Чтобы снизить затраты по данной статье, нужно разработать систему природоохранных мероприятий.

Для защиты гидросферы от вредных сбросов предусмотрены очистные сооружения. На предприятии существует цех гидроочистки, замкнутая система водоснабжения. Для нейтрализации сточных вод, содержащих ионы Сl- и Na+  предлагаю установить бак-нейтрализатор.

 

7.4 Защита литосферы от загрязнения вредными выбросами

 

Отходы по I классу опасности – люминесцентные лампы. По данным предприятия массовый выброс составляет:

                                                       т/год.

Отходы по II классу опасности – отсутствуют;

Отходы по III классу опасности:

          - ремонтные отходы.  Раз в 2 года установка останавливается на плановый ремонт. Учитывая общую массу проектируемой установки порядка 180 т. и ресурс примерно 10 лет принимаем ремонтные отходы III класса опасности массовым выбросом  т/год.

 - ветошь. Её количество рассчитывается из нормы 0,003 .

            т/год.

 Отходы по IV классу опасности - ремонтные и производственные отходы.  Их количество определяется из нормы 0,01 т/м2 в год.

                                                   ,                                    (7.20)

где  Sпом=204 м2 – площадь, занимаемая установкой;

    МS = 0,01 т/м2 – удельный массовый выброс.

                                                   =2,04 т/год.

Отходы по V классу опасности – бытовые отходы. Норма образования составляет 0,04 т/чел в год.

                                                   ,                                    (7.21)

                                                    , т/год.

 

Расчет платы за ущерб литосфере

Плата за ущерб литосфере определяется по формуле:

                                                 ,                                   (7.22)

где ηэк = 1.9 – коэффициент, учитывающий экологические факторы (состояние почвы) по территориям Российской Федерации;

σ = 1 – коэффициент учитывающий размещение отходов;

М – массовый выброс, т/год;

Пл – нормативные платы за размещение отходов производства, руб./т.

 руб./год.

 

Мероприятия по защите литосферы

В целях предотвращения загрязнения литосферы в пределах предприятия, проектом предусмотрен централизованный сбор и складирование отходов. Сбор твердых бытовых отходов производится на площадках с твердым покрытием в специальные металлические контейнеры. По мере заполнения контейнеров вывоз их осуществляется спецавтотранспортом в места организованного хранения, согласованные с органами санэпидемнадзора.

 

7.5 Природоохранные мероприятия

 

На предприятии имеются необходимые сооружения для сбора, хранения и обезвреживания сточных вод и твёрдых отходов. Имеются технологии, позволяющие очищать и возвращать воду в систему оборотного водоснабжения. Твердые отходы вывозят на специализированные площадки.

Уменьшение выбросов оксидов азота в атмосферу в настоящее время достигается путем применения рациональной технологии сжигания топлива. Это можно осуществить различными методами, среди которых каталитическое сжигание топлива, сжигание топлива с предварительным смешением, применение кольцевой многорегистровой и многофакельной камер сгорания. В данном случае высота трубы позволяет не применять природоохранных мероприятий.

Для защиты гидросферы от вредных сбросов предусмотрены очистные сооружения. На предприятии существует цех гидроочистки, замкнутая система водоснабжения. Для нейтрализации сточных вод, содержащих ионы Сl- и Na+  предлагаю установить бак-нейтрализатор.

В целях предотвращения загрязнения литосферы в пределах предприятия, проектом предусмотрен централизованный сбор и складирование отходов. Сбор твердых бытовых отходов производится на площадках с твердым покрытием в специальные металлические контейнеры. По мере заполнения контейнеров вывоз их осуществляется спецавтотранспортом в места организованного хранения, согласованные с органами санэпидемнадзора.

Общая годовая плата за загрязнение окружающей среды  составит

                                                     Уобщ. = УА + УГ + УЛ                                                        (7.23)

                

Определим общую годовую плату за ущерб окружающей среде с учётом предложенных природоохранных мероприятий.

Природоохранные мероприятия существенно снижают плату за загрязнение окружающей среды. Общая годовая плата за ущерб окружающей среде с учётом природоохранных мероприятий :

                       тыс. руб./год

Экономический эффект от проведения природоохранных мероприятий составит:

                               ЭПОМ =( Уобщ. – У)–∆ЗПОМ+∆Д                            (7.24)

                          тыс. руб./год.

 

8 Безопасность эксплуатации установки ЛЧ-35-11/600

 

Анализ опасных  и вредных факторов

 

К опасным факторам относятся факторы, воздействие которых приводит к травме, а к вредным – факторы, которые приводят к заболеваниям. При производстве тепловой энергии на данной установке возможны следующие опасные и вредные производственные факторы:

  • расположение рабочего места на высоте (отсеки обслуживания основного оборудования);
  • высокое давление пара (теплопункт );
  • высокая температура воды, пара, поверхностей (теплопункт, трубопроводы питательной воды);
  • повышенная загазованность или запыленность воздуха рабочей зоны (главный корпус);
  • повышенный уровень шума и вибраций (главный корпус, насосная);
  • электрическое напряжение (электрощитовая, аккумуляторная, помещение электротрансформатораов);
  • выброс газов NOx и СО в атмосферу.

 

Требования к планировке производственных помещений

 

Планировка производственных помещений, расположение зданий и транспортных путей  должны обеспечивать наиболее благоприятные условие для производственного процесса и труда. Согласно требованиям санитарных норм проектирования промышленных предприятий /16/, производственные помещения предприятий, НПЗ необходимо разместить на территории населенных пунктов в специально выделенных промышленных районах или за чертой населенных пунктов на достаточном расстояниями. При пересечении металлоконструкций трубопроводами с горячим теплоносителем в радиусе не менее 100 м предусмотреть тепловую изоляцию из несгораемого утеплителя. Расстояние от ОРУ с воздушными выключателями установить в соответствии с ПУЭ.

 

Воздух рабочей зоны

 

Одной из важнейших задач безопасности труда является всемерное оздоровление условий труда путем обеспечения чистоты воздуха и нормальных метеорологических условий в производственных помещениях.

Причина загрязнения воздуха связана с выделением токсичных газов, паров и образованием пыли. Установлены предельно допустимые концентрации (ПДК) мг/г, пыли, паров и газов в воздухе, соблюдение которых при длительности работы  не более 8 часов в день не приводит к заболеванию или отклонению здоровья работающих, /16/.

В понятие «метеорологических условий» воздействия среды в рабочих помещениях входят: температура, относительная влажность, насыщенность кислородом и скорость воздуха. Оптимальной температурой в помещении в холодный период является 18-20оС и относительная влажность 60-40 при движении воздуха не более 0,2м/с, в теплый период года 20-22оС.

 

Вентиляция

 

По способу перемещения воздуха вентиляция бывает двух видов естественная (аэрация) и механическая. Аэрация осуществляется под действием аэростатического и ветрового давлений, ее применяют в цехах со значительным тепловыделением.

Механическая вентиляция применяется в случаях, когда тепловыделение в цехе недостаточно для круглогодичного использования аэрации, а также, если требуется постоянный воздухообмен независимо от внешних метеорологических условий.

Минимальное количество наружного воздуха, подаваемого в помещении системами вентиляции и кондиционирования воздуха н 1чел при естественном проветривании 20 м3/ч.

Проектирование вентиляции произвести в соответствии с /17/.

 

Освещение

 

Вся помещения должны иметь естественное и искусственное освещение в соответствии с /18/. Естественное освещение нормировать при помощи коэффициента естественной освещенности (КЕО). Освещение, при котором недостаточное по нормам естественное освещение, дополняется искусственным, называется совмещенным освещением. Для обеспечения наиболее благоприятных условий работы принято нормировать минимальную освещенность 150 лк при газоразрядных лампах и 50 лк при лампах накаливания. Предусмотреть аварийное освещение в цехах, переходах и на площадках цехов с яркостью освещения на уровне пола 0,5 лк в соответствии с /18/.

Защита от шума и вибрации

 

Шум возникает при механических колебаний в твердых телах, жидких и газообразных средах. Механические колебания в диапазоне частот 20-20000 Гц воспринимаются человеком как звук, ниже 20 Гц (инфразвук) и выше 20000 Гц (ультразвук) не вызывает слуховых ощущений. Основной источник вибрации и шума в цеху котловой отсек и насосная.

Методы защиты:

- установку грунтовых щитов управления со звукопоглощающим покрытием;

- обеспечить персонал средствами индивидуальной защиты.

- рациональная планировка зданий и цехов, акустическая обработка помещений, уменьшение шума на пути его распространения.

Вибрация представляет собой процесс распространения механических колебаний в твердом теле. Колебания механических тел с частотой ниже 20 Гц воспринимается организмом как вибрация, а выше 20 Гц одновременно и как вибрация и как звук.

Выполнять следующие мероприятия по защите от вибрации:

-прогревать все трубопроводы во время пуска агрегатов для избежания гидроударов;

-устанавливать нормальный режим работы котлов-утилизаторов;

-обеспечить персонал станции средствами индивидуальной защиты.

Согласно  /19; 20; 21/ производить измерение вибраций.

 

Электробезопасность

 

Различают два вида поражения организма электрическим током: электротравмы и электроудар. Электротравмы – это местное поражение тканей и органов. Электроудар – представляет собой возбуждение живых тканей электрическим током, обуславливающим судорожное сокращение мышц.

Защиту от поражения электрическим током обеспечить выполнением инженерно – технических мероприятий согласно требованиям /22; 23; 24 /:

1 Контроль и профилактика изоляции;

2 Защитное заземление;

3 Двойная изоляция, изолирование рабочего места;

4 Зануление;

5 Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю;

6 Обеспечение недоступности токоведущих частей;

7 Защитное отключение.

Согласно требованиям /23/ применять следующие средства защиты персонала от поражения электрическим током:

-изолирующие штанги;

-изолирующие и электроизмерительные клещи;

-диэлектрические перчатки, боты, ковры, изолирующие подставки и накладки;

-переносное заземление;

-оградительные устройства, плакаты и знаки безопасности.

При эксплуатации технологической установки все работающие должны находиться в спецодежде, не накапливающей статического электричества. Спецобувь должна быть без металлических набоек и гвоздей, вызывающих при трении искры.

При работе обслуживающий персонал должен пользоваться исправным и обмедненным инструментом, используя средства индивидуальной защиты: рукавицы, противогазы, защитные каски, очки, наушники, страховочные приспособления и др.

 

Таблица 8.1 – Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика зданий, помещений и наружных установок

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок

Категория взрыво-пожарной и пожарной опасности помещений и зданий (НПБ 105-95)

Классификация взрывоопасных зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования по ПУЭ

Группа производственных процессов по санитарной характеристике (СНиП 2.09.04-87)

Класс взрывоопасной зоны

Категория и группа взрывоопасных смесей

Наименование веществ, определяющих категорию и группу взрывоопасных смесей

Насосная

Д

Невзрыво и непожароопасно

норм

Вода, пар

Операторная

Д

Невзрыво и непожароопасно

норм

-

Электрощитовая

Д

Невзрыво и непожароопасно

норм

-

Помещение КИП

Д

Невзрыво и непожароопасно

норм

-

Кладовая электролаборатории

Д

Невзрыво и непожароопасно

норм

-

Бытовая (комната приема пищи)

Д

Невзрыво и непожароопасно

норм

-

Помещение электротрансформаторов

В2

Невзрывоопасно П-IIа

норм

-

Аккумуляторная

В1

В-Iб

норм

-

Теплопункт

Д

Невзрыво и непожароопасно

норм

-

Бытовое (место для курения)

Д

Невзрыво и непожароопасно

норм

-

Кладовая

В2

Невзрывоопасно П-IIа

норм

-


Пожарная безопасность

 

Согласно /25/ понятие «пожарная безопасность» означает состояние объекта, при котором с установленной вероятностью исключается возможность возникновения и развития пожара и воздействия на людей опасных факторов пожара, а также обеспечивается защита материальных ценностей. Пожарная безопасность (ПБ) объектов народного хозяйства, в том числе и электроустановок, рекомендуется  /25/, а также  межотраслевыми правилами ПБ, инструкциями по обеспечению ПБ на отдельных объектах.

Опасными факторами пожара для людей являются:

  • открытый огонь и искры;
  • повышенная температура воздуха;
  • пониженная концентрация кислорода;
  • обрушение и повреждение зданий;
  • взрыв.

Категории производств по пожарной опасности и требуемая степень огнестойкости регламентируется требованиями  / 26 /, таблица 8.1

 

Противопожарную защиту обеспечить следующими мерами:

  • максимально возможно применять негорючие и трудно горючие вещества и материалы в производственных процессах;
  • ограничить количество горючих веществ;
  • применять средства пожаротушения;
  • предотвратить распространение пожара за пределы очага;
  • применять конструкции производственных объектов с регламентированными пределами их огнестойкости и горючести ;
  • эвакуировать людей в случае пожара;
  • применять индивидуальные и коллективные средства защиты от огня;
  • применять средства пожарной сигнализации и средств извещения о пожаре;
  • организовать пожарную охрану объекта.

Запрещается использование открытого огня и курения на территории технологической установки. Курить разрешается в специально отведенных местах.

Запрещается складывать мусор, отходы производства, промасленную ветошь на территории установки.

Запрещается нахождение на территории эксплуатируемой установки без средств индивидуальной защиты.

Для освещения внутри аппаратов применяются переносные светильники только во взрывозащищенном исполнении с лампами напряжением не выше 12 в    “Включение и отключение их необходимо производить снаружи ”.

Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений регламентируются / 25 /.

 

Молниезащита

 

Для обеспечения работы установки под воздействием атмосферных напряжений, осуществляется надежная защита оборудования и обслуживающего персонала от прямых ударов молнии. Для защиты, от прямых ударов молнии блока утилизации теплоты  целесообразно установить молниеотвод на дымовой трубе, соединенный с заземляющим устройством.

 

Условия устойчивой работы установки

 

ЧС могут привести к нарушению или прекращению выполнения функций энергоподачи. Истоки ЧС могут носить технологический, природный, биолого-социальный и экономический характер. Энергоподача может нарушиться в основном при взрыве или прекращении топливоподачи. Следовательно, нужно понизить взрывоопасность объекта и предусмотреть резервный источник топлива.

Установка ЛЧ-35-11/600 по взрывопожарной и пожарной опасности относятся к категории А. К категории А относятся производства, в которых обращаются горючие газы, ЛВЖ с температурой вспышки не более 28 0С, в таком количестве, что могут образовать взрывоопасные парогазовоздушные смеси, при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении превышающем 5 кПа.

Основную опасность представляет собой утечки газов. Они могут привести к отравлению обслуживающего персонала, взрыву, пожару. Местами наиболее вероятных утечек являются фланцевые соединения аппаратов и трубопроводов, сальниковые уплотнения запорной арматуры. Для предупреждения утечек, а также аварийной разгерметизации аппаратов и трубопроводов, перед пуском установки производится обязательная опрессовка аппаратов и трубопроводов совместно с запорной арматурой. Все выявленные дефекты устраняются.

Технологический процесс осуществляется согласно утвержденного регламента, при этом контроль процесса автоматизирован и осуществляется с центрального пульта управления.

Технологическая аппаратура и коммуникации, предназначенные для работы с взрывоопасными и вредными веществами, герметизированы.

Сброс газов от предохранительных клапанов осуществляется в факельную систему установки.

Сброс от предохранительных клапанов, установленных на трубопроводах, наполненных жидкими нефтепродуктами, предусмотрен закрытым способом в специальные емкости, с последующей откачкой в сырьевую линию.

Во всех закрытых помещениях установки предусмотрена приточно-вытяжная вентиляция и установлены сигнализаторы довзрывной концентрации, сигнал которых выведен на щит КИП в операторной.

Основная часть оборудования выполнена на открытой площадке.

Эксплуатация неисправного оборудования и механизмов запрещается.

В зимних условиях дорожки, лестницы, площадки для обслуживания оборудования и переходы должны быть очищены от снега и льда, дорожки посыпаны песком.

 

Возможные неполадки и аварийные ситуации, способы их предупреждения и устранения

 

Таблица 8.2 – Возможные неполадки и аварийные ситуации, способы их предупреждения и устранения

Возможные производственные неполадки и аварийные ситуации

Предельно допустимые значения параметров

Причина возникновения неполадок, аварийных ситуаций

Действия персонала по предупреждению и устранению

1

2

3

4

Перепитка котла-утилизатора

 

не более

80 %

 

 

 

 

 

 

Повышение верхнего

предельного уровня в котле.

 

 

 

 

 

Проверить правильность работы водомерных приборов. Отключить автоматический регулятор питания и перейти на ручное регулирование с уменьшением подачи воды в котле. Если повышение уровня продолжается - прекратить питание котла.

 

Упуск воды в котле.

не менее

10 %

Снижение уровня до отметки нижнего предельного уровня.

Усилить питание котла. Проверить правильность показаний водомерных приборов. Проверить и закрыть периодическую продувку. Закрыть вентиль на обогрев теплообменников. Уменьшить нагрузку. Если эти меры недостаточны - остановить котел.

Продолжение таблицы 8.2

1

2

3

4

Резкое понижение температуры перегретого пара.

Не менее

210 0С

Резкое повышение нагрузки котла.

Высокое солесодержание котловой воды, вызывающее выкипание и заброс воды в пароперегреватель. Падение давления.

Произвести периодическую продувку котла.

Снизить нагрузку котла.

Постепенно поднять давление до рабочего.

Отключение потенциометров.

0,0 кВт

 

1        Прекращение подачи электроэнергии на щит КИП.

2        Механическая поломка.

1.      Выяснить причину и подать напряжение на щит КИП.

2.      Устранить неисправность.

Отключение уровнемеров.

Давление не менее 4,0 кгс/см2

 

1        Прекращение подачи воздуха КИП к приборам.

2        Механическая поломка.

1.      Выяснить причину, подать воздух к приборам.

2.      Устранить неисправность. При необходимости произвести аварийную остановку установки.

Отключение приборов регуляторов давления.

Давление не менее 4,0 кгс/см2

 

1  Прекращение подачи воздуха КИП к приборам.

2  Механическая поломка

1.      Временно перейти на ручную регулировку, выяснить причину отсутствия воздуха КИП и подать воздух КИП к приборам.

2.      Устранить неисправность. При необходимости произвести аварийную остановку установки.

Отключение электроэнергии на установку.

0,0 кВт

 

1  Порыв электрокабеля

2  Авария на питающей подстанции

Установку остановить аварийно согласно ПЛАС установки.

Прекраще-ние подачи воды на установку.

не менее 400 нмз/час, не менее 3 кгс/см2

1  Авария на питающем блоке оборотного водоснабжения

2  Авария на береговой насосной.

 

Нарушения санитарного режима.

Пропуск не допускается

Пропуски сальниковых и торцевых уплотнений.

При невозможности отключения оборудования, трубопроводов, аппаратов установку остановить аварийно согласно ПЛАС установки.

 


Меры безопасности при ведении технологического процесса, выполнении регламентных производственных операций

 

Во время работы установки необходимо обеспечить контроль за давлением в аппаратах. Показание контрольно-измерительных приборов, находящихся на щите в операторной, должны периодически проверяться дублирующими приборами, установленными непосредственно на аппаратах.

Все аппараты и оборудование должны эксплуатироваться в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя, а поднадзорные Госгортехнадзору и в соответствии с правилами Госгортехнадзора России.

Изменение температуры и давления в аппарате, для предупреждения возможных деформаций, должно производиться медленно и плавно. Подъем температуры выше 100 0С внизу аппаратов ( колонны, емкости и т.д. ) без предварительного спуска воды из них не допускается. Скорость изменения температуры и давления в аппаратах определяется регламентом.

Осмотр и проверка оборудования, автоматики, блокирующих и сигнализирующих устройств должны производиться с соблюдением следующей периодичностью:

- исправность и состояние противопожарного оборудования  производств, системы паротушения, наличие надлежащего давления воды и пара в системах - перед началом каждой смены оператором 6 разряда;

- исправность и работы вентиляционных установок - перед началом каждой смены оператором или старшим по смене;

- состояние КИП, автоматики, блокирующих и сигнализирующих устройств - не реже одного раза в смену работником службы КИП.

Основная опасность при эксплуатации технологического оборудования, трубопроводов заключается в возможности нарушения герметичности аппаратов, фланцевых и сварных соединений и пропуска газа в атмосферу, что повлечет за собой образование взрывоопасных смесей, загазованности территории и помещений установки, возможные отравления.

Основными мерами по предупреждению аварийной разгерметизации технологических систем является:

- постоянный контроль со стороны обслуживающего персонала с записью в вахтовом журнале;

- периодический контроль со стороны соответствующих служб завода;

- выдерживание норм технологического режима;

- надежность работы средств КИП и А и дублирующих приборов;

- качественный и своевременный ремонт технологического оборудования;

- правильность действий обслуживающего персонала при выполнении отдельных технологических операций;

- бесперебойное снабжение установки электроэнергией, водой, паром, топливом и т.д. исключая аварийные остановки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9 Ожидаемые технико-экономические показатели

 

Определим текущие затраты на производство тепловой энергии в котельной.

При модернизации производится замена пароводяного теплообменника на 2 теплообменника, устанавливаемых в конвективной части котлов-утилизаторов, использующих тепло отходящих газов. Это позволит направить большее количество пара на технологические нужды предприятия, и сократить издержки на тепло (пар), приобретаемое у ТЭЦ.

 Пар, вырабатываемый в котлах-утилизаторах используется на нужды технологического процесса предприятия. Однако, вырабатываемого количества пара недостаточно для того, чтобы обеспечить потребности предприятия. Поэтому недостающее количество пара приобретается у Новокуйбышевской ТЭЦ. В связи с этим будем оценивать экономию греющего пара в водоподготовительной установке, полученную в результате установки теплообменников-утилизаторов в газоходы котлов, по тарифам на тепловую энергию для предприятий г. Новокуйбышевска.

Годовые эксплуатационные расходы на производство тепловой энергии в котлах-утилизаторах, тыс. руб./год:

                                   =++++,                         (9.1)

где  - материальные затраты

 - затраты на оплату труда, тыс. руб./год;

 - отчисления на социальные нужды, тыс. руб./год;

 - амортизационные отчисления, тыс. руб./год;

 - прочие затраты, тыс. руб./год.

                                

                           = ++++,                                   (9.2)

где   - издержки на пар, приобретаемый от ТЭЦ, используемый в установке подготовки питательной воды тыс. руб./год;

 - издержки на электроэнергию, тыс. руб./год;

 - издержки на химочищенную воду, тыс. руб./год;

 - издержки на ремонт, тыс. руб./год;

 - другие материальные издержки (реагенты, ГСМ и др.), тыс. руб./год.

Расчёт издержек производится в ценах на апрель 2011 года.

 

       I вариант (Существующее положение- вода подогревается в пароводяном теплообменнике)

Издержки на пар для установки ХВО, приобретаемый от ТЭЦ тыс. руб./год:

                                                  =,                               (9.3)

где  =167 руб./ГДж– цена пара;

- энтальпия пара при давлении 0,7 МПа.

= 0,54*2764,1*7376*3600*167*10-9 = 6618 тыс.руб./год.

Издержки на воду, тыс. руб./год:

          = **,                                  (9.4)

где =28 руб./т – стоимость химочищенной воды;

= 4,0*28*10-6*3600*7376= 2124,3 тыс. руб./год.

Издержки на электроэнергию, тыс. руб./год:

       =**,                                (9.5)

где = 3,75 руб./ кВт.ч стоимость покупаемой электрической энергии по одноставочному тарифу для потребителей с шин 10 кВ.

=330*3,75*7376*10-3 = 9127,8 тыс. руб./год.

Издержки на амортизацию основных фондов в соответствии с «Положением  о  порядке  начисления  амортизационных отчислений по  основным  фондам в  народном  хозяйстве» могут быть определены как произведение средневзвешенной нормы  на полное восстановление (реновацию) и среднегодовой (восстановительной) стоимости Ф основных производственных фондов.

                                                            ,                                        (9.6)

где  =0,05 – укрупненная норма амортизации основных фондов из расчета нормативного срока службы котла-утилизатора в 20 лет;

=0,05*7763 = 388,15 тыс. руб./год.

Издержки на ремонт, тыс. руб./год:

                                                 =*К,                                                         (9.7)

где  =0,02 – норматив отчислений.

=0,02*7763 = 155,26 тыс. руб./год.

Другие материальные издержки, тыс. руб/год:

                           =                            (9.8)

где =0,02 норма платы за другие материальные нужды.

Им, Др= (6618+9127,8+2124,3+155,26)*0,02=543,06 тыс. руб./год.

Материальные издержки, тыс.руб./год:

Им=6618+9127,8+2124,3+155,26+543,06=18568,42.

Издержки на заработную плату персонала:

                                                                                 (9.9)

Издержки на социальные нужды, тыс. руб./год.

Здесь отображаются обязательные отчисления от затрат на оплату труда работников: страховой взнос в Пенсионный фонд, взносы в Государственный фонд занятости населения, взносы на обязательное медицинское страхование, взносы в фонд социального страхования:

                                                                                            (9.10)

где  - суммарная норма отчислений на социальные нужды, =0,262.

=0,262*942,0=246,8 тыс. руб./год.

Прочие расходы, тыс. руб./год:

                                             =,                            (9.11)

где - налог на имущество;

      - плата по кредитам, за аренду, за ПДВ, командировочные расходы, услуги связи, охрана и т.д.;

      другие федеральные, региональные и местные налоги.

 тыс. руб./год,

где - налог на имущество в долях от капитальных вложений.

Идр1=(18568,42+942+246,8+388,15)*0,05=1007,27 тыс. руб./год,

где  норма платы по кредитам, за аренду, за ПДВ, командировочные расходы, услуги связи, охрана и т.д.

Ипр =170,8+1007,27=1178,07тыс. руб./год.

=18568,4+942,0+246,8+388,15+1178,07= 21323,44 тыс.руб./год.

 

 

II вариант.(Питательная вода подогревается в газоводяном теплообменнике)

 

Затраты на приобретение и монтаж основного и вспомогательного оборудования приведены в таблице 9.12 Расчеты проведены в ценах на апрель 2011 года.

Расчет для ІІ варианта производим по формулам, приведенным выше.

Перечень электродвигателей установленных на рассматриваемом объекте после реконструкции, представлен в таблице 9.13

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 9.12 - Смета капитальных затрат на модернизацию

Наименование приобретаемого оборудования, материалов, строительно-монтажные работы и прочие затраты

Количество,

шт.

 

 

Стоимость единицы оборудования, тыс.руб.

Полная стоимость, тыс.руб.

Номер и год прейскуранта

Затраты на приобретение материалов и оборудования:

- спирально-ленточный теплообменник

- центробежный насос

 (основной и  резервный)

- сеть  трубопроводов

- задвижка чугунная Dy=50мм

 

 

 

 

2

 

2

 

1

 

4

 

 

 

 

625

 

94,5

 

25,5

 

5,6

 

 

 

 

1250

 

189

 

25,5

 

22,4

Каталог ООО “Поволжская энергетическая компания”, Саратов, 2011г.

 

Затраты на монтаж

 

 

371,7

 

Полная сметная стоимость

 

 

2600

 

 

Таблица 9.13 - Потребители электроэнергии и их характеристики

Назначение электродвигателя

Количество

Мощность электродвигателей, кВт

1

2

3

Питательный насос (без резерва)

Циркуляционный насос (без резерва)

Дымосос

КИПиА

1

1

1

 

75·1=75

22·1=22

250

6

Всего

 

353

 

Издержки на воду, тыс. руб./год:

= 4,0*17,5*10-6*3600*7376= 1858,9 тыс. руб./год.

Издержки на электроэнергию, тыс. руб./год:

=353*3,75*7376*10-3 = 9763,98 тыс. руб./год.

Издержки на амортизацию основных фондов, тыс. руб./год:

=0,05*(7763+2600) = 518,15 тыс. руб./год.

Издержки на ремонт, тыс. руб./год:

=0,02*(7763+2600) = 207,26 тыс. руб./год.

Другие материальные издержки, тыс. руб/год:

= (9763,98+1858,9+207,26)*0,1=1183 тыс. руб./год.

Материальные издержки, тыс.руб./год:

Им = 9763,98+1858,9+207,26+1183=13013,14.

Издержки на заработную плату персонала:

Издержки на социальные нужды, тыс. руб./год.

=0,262*942,0=246,8 тыс. руб./год.

Прочие расходы, тыс. руб./год:

Иим =(7763+2600)*0,022=227,98 тыс. руб./год,

Идр1 = (13013,4+942+246,8+518,15)*0,2 = 2944,07 тыс. руб./год,

Ипр =227,98+2944,07= 3172,05 тыс. руб./год.

=13013,4+942,0+246,8+518,15+3172,05 = 17892,4 тыс.руб./год.

Определяем себестоимость пара, руб./ГДж:

                                                                    ,                                           (9.14)

где  - годовая теплопроизводительность котлов-утилизаторов, ГДж/год.

I вариант

S= (21323,44 / 355818)*1000=59,92 руб./ГДж.

II вариант

S= (17892,4 / 355818)*1000= 50,28 руб./ГДж.

Разность издержек ΔU равна:

ΔU=21323,4-17892,4=3431 тыс. руб./год

 

 

9.1 Определение интегральных показателей проекта.

Для оценки эффективности проекта применяются интегральные показатели, позволяющие дать оценку эффективности внедрения установки с учетом фактора времени.

Для оценки эффективности используются следующие критерии:

Интегральный эффект Эt или чистый дисконтированный доход (ЧДД), определяемый по формуле, тыс. руб.:

                                               ,                            (9.15)

где  Rt – результат, достигаемый на t-ом шаге расчета;

 – капитальные затраты;

       Иt – затраты, осуществляемые на t-ом шаге расчета;

        Т– продолжительность расчетного времени;

        αt – коэффициент дисконтирования, который определяется по формуле:   

                                                           ,                                           (9.16)

где    Е - норма дисконта.

Индекс доходности  ИД,  руб./руб:

                                                    ,                                  (9.17)

Внутренняя норма доходности (ВНД), представляющая собой ту норму дисконта (Евн), при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами Евн (ВНД) является решением уравнения:

                                           (9.18)

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

Под результатом реконструкции установки подготовки питательной воды будем рассматривать экономический эффект от реализации технического решения установки дополнительной поверхности теплообмена в котле-утилизаторе для подогрева питательной воды и исключение из тепловой схемы паро-водяных подогревателей, т.е. экономию средств за счёт  сокращения годовых издержек на приобретение пара 0,7 МПа у Новокуйбышевской ТЭЦ:

Поскольку проект включает в себя установку новых поверхностей нагрева газо-водяных теплообменников в конвективную часть котлов-утилизаторов, то за горизонт расчета принимаем их нормативный срок службы, соответствующий 10 годам. За шаг расчета примем один год. Норму дисконта принимаем Ен=0,1. Считаем, что капитальные затраты вносятся единовременно и осуществляются на нулевом шаге расчета.

Определим результат проекта как доход от экономии эксплуатационных издержек на выработку пара в котлах-утилизаторах, полученный в результате использования теплоты отходящих газов вместо греющего пара для подготовки химочищенной воды, тогда

                                                                                    (9.19)

где H- величина налога на прибыль, тыс. руб. / год.

Значения величин, входящих в формулу (9.19), для удобства расчета сведем в таблицу 9.20

ЧДД и ИД определим из таблицы 9.20

ЧДД=2495,3+2268,45+2062,23+1874,75+1704,32+1549,38+1408,53+ +1280,48+1164,08+1058,25-2600=14266 тыс.руб.

ИД=16866/2600=6,48 руб./руб.

Дисконтированный срок окупаемости дополнительных капиталовложений в реконструкцию с момента начала эксплуатации определим по графику (рисунок 9.21)

 

Таблица 9.20 - Пошаговый расчет интегрального эффекта проекта утилизации теплоты

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Наименование показателя

Обозна-

Шаги расчета

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

чение

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Себестоимость (издержки)

Иt1

 

21323,44

21323,44

21323,44

21323,44

21323,44

21323,44

21323,44

21323,44

21323,44

21323,44

Себестоимость (издержки)

Иt2

 

17892,4

17892,4

17892,4

17892,4

17892,4

17892,4

17892,4

17892,4

17892,4

17892,4

Валовая прибыль, Rt=∆Иг, тыс.руб./год

Rt

0

3431,04

3431,04

3431,04

3431,04

3431,04

3431,04

3431,04

3431,04

3431,04

3431,04

Налоги на прибыль 0,2Rt,тыс.руб./год

Нt

0

686,208

686,208

686,208

686,208

686,208

686,208

686,208

686,208

686,208

686,208

Капитальные вложения, тыс.руб.

Кt

2600

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Эффект без дисконтирования, тыс.руб.

Эt'

-2600

2744,832

2744,832

2744,832

2744,832

2744,832

2744,832

2744,832

2744,832

2744,832

2744,832

Эффект с дисконтированием, тыс.руб.

Эt

-2600

2495,302

2268,456

2062,233

1874,757

1704,325

1549,386

1408,533

1280,484

1164,077

1058,252

Коэффициент дисконтирования

αt

1

0,909091

0,826446

0,751315

0,683013

0,620921

0,564474

0,513158

0,466507

0,424098

0,385543

Накопленный эффект, тыс.руб.

ЧДД

-2600

-104,698

2163,758

4225,991

6100,748

7805,073

9354,459

10762,99

12043,48

13207,55

14265,8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 9.21 - График определения срока окупаемости

             Срок окупаемости равен 1,2 года. Однако с учетом времени на проектные работы и монтаж оборудования он равен 2,2 года.

            В результате расчетов получено:

- интегральный эффект равен 14266 тыс. руб.

- индекс доходности 6,48 руб. / руб.

- срок окупаемости 2,2 года

Учитывая небольшой срок окупаемости капиталовложений и значительный интегральный эффект, считаю данный проект экономически целесообразным.

 

Таблица 9.22 – Ожидаемые технико-экономические показатели проекта реконструкции узла утилизации теплоты установки ЛЧ-35-11/600

Наименование показателя

Единица измерения

Значение показателя

Выработка тепловой энергии

ГДж/год

355818

Число часов работы установки

ч/год

7376

Капитальные затраты на реконструкцию

тыс. руб.

2600

Смета затрат на произвоство тепловой энергии всего,

в том числе

тыс.руб./год

17892,4

Материальные затраты

тыс.руб./год

13013,14

Издержки на электроэнергию

тыс.руб./год

9763,98

Издержки на воду

тыс.руб./год

1858,9

Издержки на ремонт

тыс.руб./год

207,26

Другие материальные издержки

тыс.руб./год

1183

Затраты на оплату труда

тыс.руб./год

942,0

Отчисления на социальные нужды

тыс.руб./год

246,8

Амортизация основных фондов

тыс.руб./год

2131,1

Прочие затраты

тыс.руб./год

3653,1

Плата по кредитам, за аренду, за ПДВ, командировочные расходы, услуги связи и т.д.

тыс.руб./год

2944,07

Налог на имущество

тыс.руб./год

227,98

Удельная себестоимость производства тепловой энергии

руб./ГДж

50,28

Валовая прибыль от реконструкции

тыс.руб./год

4200,1

Налог на прибыль

тыс.руб./год

1008,0

Чистая прибыль

тыс.руб./год

3192,1

Интегральный эффект (ЧДД) за 10 лет

тыс.руб.

14266

Индекс доходности

руб./руб.

6,48

Дисконтированный срок окупаемости

год

2,2

 

 

 

Заключение

 

В данной работе представлен проект модернизации технологической схемы узла утилизации теплоты отходящих газов печи каталитического риформинга установки ЛЧ 35-11/600 Новокуйбышевского нефтеперерабатывающего завода. Разработанное техническое решение позволяет добиться экономии дорогостоящего покупного греющего пара при подготовке питательной воды для котлов-утилизаторов и повысить энергетический КПД рассматриваемой установки.

Проведен анализ работы  узла утилизации теплоты, на основании проведенных теплотехнических расчетов спроектированы теплообменники-утилизаторы для подогрева химически очищенной воды уходящими дымовыми газами. Выполнен сравнительный анализ различных конструкций теплообменников-утилизаторов и выбран оптимальный вариант, позволяющий добиться максимальной утилизации теплоты при минимальных капитальных затратах.

Выбран циркуляционный насос (основной и резервный) марки НКУ-90.

Разработана система КИПиА.

Проведен финансово–экономический анализ проекта, который показал, что в результате реализации представленной работы может быть получена экономия эксплуатационных издержек в сумме 3431 тыс.руб./год.

            В результате расчетов получено:

- интегральный эффект равен 14266 тыс. руб.

- индекс доходности 6,48 руб. / руб.

- срок окупаемости 2,2 года.

            Разработанный проект показывает безусловную эффективность модернизации и может быть применен в условиях работы данного предприятия.


Список использованных источников.

 

  1. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочная серия / под общ. ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. - 4-е изд..- М.: Издательский дом МЭИ, 2007- 632 с.
  2. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник / под общ. ред. А.В. Клименко. - 3-е изд. – М.: Изд-во МЭИ, 2004. – 632с.
  3. Основы современной энергетики: учебник для вузов: в 2 т. / под общей редакции чл. Корр. РАН Е.В. Аметистова – 4-е изд., перераб. И доп. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008., Том 1.
  4. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006.
  5. Теплотехника: Учебник для вузов / В.Н. Луканин, М.Г. Шатров и др. – М.: Высш. шк., 2003.- 132 с.
  6. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. М.: Альянс. 2005. 552 с.
  7. Зайцев Н.Л. Экономика промышленного предприятия: учебник / Н.Л. Зайцев – М.: Гос. Ун-т упр., 2007. – 414 с.
  8. Справочник по энергоснабжению и электрооборудованию промышленных предприятий и общественных зданий / под общ. ред. профессоров МЭИ, 2010. – 745 с.
  9. Щербаков Е.Ф., Александров Д.С., Дубов А.Л. Электроснабжение и электропотребление на предприятиях: учебное пособие. - М.: Форум, 2010. – 496 с.
  10. Захарова А.А и др. Процессы и аппараты химической технологии. М.: Академия, 2008. – 355 с.
  11. Безопасность жизнедеятельности: учебник для вузов / под ред. С.В. Белова. – 7-е изд.. стер. – М.: Высш. шк., 2007. – 616 с.

ЧЕРТЕЖИ

 

 

 

 

 

Реконструкция узла утилизации теплоты установки получения высокооктанового бензина на ОАО «Новокуйбышевский НПЗ

 

 

 

 

Скачать:  У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера. КАК ТУТ СКАЧИВАТЬ

Категория: Дипломные работы / Энергетика дипломные

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.