Реферат

Звіт по ДПБ: 72с., 3 рис., 8 табл., 27 джерел інформації.

Ключові слова: КОТЕЛ ТП-100, ПАРОПРОДУКТИВНІСТЬ, ТОПКА, ПАЛИВО – АШ марки Д, ПАЛЬНИК, ОХОРОНА ПРАЦІ І НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА, ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА.

Об'єктом проектування є топков-пальниковий пристрій котла ТП-100, паропродуктивністю 640 т/г.

Мета роботи - розробка топково-пальникового пристрою та визначення розрахункових характеристик топки.

Розроблено топковий пристрій в газощільному виконанні з двозавитковими пальниками.

Методи проектування: нормативний метод розрахунку котлів.

Розглянуті питання по охороні праці і навколишнього середовища.

Термін початку самоокупності котла – 7 років.

Реферат

Отчет о ДПБ: 72с., 3 рис., 8 табл., 27 источников информации.

Ключевые слова: КОТЕЛ ТП-100, ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ, ТОПКА, ТОПЛИВО – АШ марки Д, ГОРЕЛКА, ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

Объектом проектирования является топочно-горелочное устройство котла ТП-100, паропроизводительностью 640 т/ч.

Цель работы – разработка топочно-горелочного устройства и определение расчетных характеристик топки.

Разработано топочное устройство в газоплотном исполнении с двухулиточными горелками.

Методы проектирования: нормативный метод расчета котлов.

Рассмотрены вопросы по охране труда и окружающей среды.

Срок начала самоокупаемости котла – 7 лет.

Зміст

Вступ

1. Опис топково-пальникового пристрою

2. Характеристики середовища у газоповітряному тракті котла

3. Тепловий баланс котла

4. Розрахунок теплообміну в топковій камері

5. Вибір пальникового пристрою

6. Охорона праці і навколишнього середовища

7. Економічна оцінка та обгрунтування

Висновок

Перелік джерел інформації

Вступ

У наш час все більш актуальним стає питання збереження тепла та найбільш ефективного використання енергоресурсів. Зростання світових цін на нафту й газ і одночасне збільшення потреб населення та промислових підприємств на електроенергію робить вирішення цього питання невідкладним. Одним з рішенням цього питання є інтенсивне використання котельних установок, працюючих на більш дешевому паливі, наприклад, на кам’ному вугіллі.

Досить відомо, що в Україні одними з головних виробників тепла та електроенергії є ТЕС, на яких експлуатуються великі парові котли з високою паропродуктивністю і високими параметрами пари. До таких котлів належить і котел Таганрогського котельного заводу - ТП-100, що працює на досить дешевому вугіллі АШ. Низькореакційні здібності палива АШ можно компенсувати вдалими конструкторськими рішеннями щодо інтенсифікації процесу згоряння даного палива.

Оригінальне Т-образне компанування котла, наявність в топковій камері двосвітного екрану, що ділить топку на дві однакові за розмірами полутопки, організація у нижній частині екранів запалювального поясу, організація рециркуляції димових газів у нижню частину топки – все це притягує увагу до конструкції та роботи цього котла.

Отже, темою даної випускної кваліфікаційної роботи бакалавра є розробка топково-пальникового пристрою котла паропродуктивністю 640 т/г, який працює на кам’яному вугіллі марки АШ.

1. Опис котла

1.1 Конструкція котла

Котел ТП-100 паропродуктивністю 640 т/г для роботи у блоці з турбіною 200 МВт . Топкова камера розташована у центральному висхідному газоході, а праворуч і ліворуч від неї, у двох симетрично розташованих бокових опускних газоходах, розташовані хвостові нагрівальні поверхні.

Фронтальний та тиловий екрани у нижній частині мають ухил під кутом 300 к горизонталі з напрямом к центру полутопок.

Топкова камера з рідким шлаковидаленням по всій висоті розділена двосвітним екраном на дві однакові за об’ємом камери.

Котел має зварний барабан з низьколегованої сталі (марки 16ГНМ).

Пальникові пристрої - вихрові двозавиткові, розташовані у два яруси на бокових стінах топкової камери у кількості 16 шт.

Ширмовий пароперегрівач розташовується на вході у кожний горизонтальний газохід.

Труби екранів під ширмами пароперегрівача утворюють два виступи, призначення яких є відтиснення газових потоків до середини топки. Завдяки цьому покращується омивання газами ширмового та конвективного пароперегрівачів і зростає теплосприймання.

Усі екрани виконані з труб діаметром 60 х 6 мм, з кроком 64 мм, із сталі 20. Нижня частина екранів топкової камери й холодних лійок ошипована і вкрита хромитовою масою, утворюючи запалювальний пояс.

Тип парогенегатора - з природньою циркуляцією води. Тиск перегрітої пари РПЕ=15,2МПа. Температура перегрітої пари tПЕ =5700С. Температура живильної води tж.в.=2350С.

1.2 Аналіз якості палива

Паливо – донецький АШ марки Д.

Елементарний склад палива у відсотках, %:

;

;

;

;

;

;

.

Нижча теплота згоряння, ккал/кг:

= 5390.

Вихід летючих на суху беззольну масу, %:

Vdaf=3,5 [1, табл.1, с.153].

Vdaf<28, отже дане паливо низькореакційне.

Вологість, зольність та сірчистість палива оцінюють за наведеними

характеристиками, відповідно , , , (%·кг)/МДж.

.

<0,7, отже дане паливо сухе.

.

<1,45, отже дане паливо малозольне.

.

Температурні характеристики золи палива АШ.

У якості температурних характеристик золи прийняті температури плавкості t1, t2, t3.

Мінеральна частина палива у процесі його згоряння при деякій температурі переходить у рідкий стан і утворює оплавлену або спікшуся порувату масу – шлак, котра у деяких випадках може привести к порушенню роботи топки. Окрім цього, більшість компонентів мінеральної частини палива мають аморфну структуру і тому переходять з твердого стану у рідкий, поступово разм’якшуючись у деякому інтервалі температур. У результаті цього встановити фіксовану температуру плавлення мінеральної частини палива неможливо, доводиться розглядати температурні інтервали плавлення й характерні точки цього процесу. Розрізнюють легкоплавку та тугоплавку золу. Фіксують температуру трьох характерних моментів зміни форми зразка:

1. – температура початку деформації - t1 =11000С;

2. – температура розм’якшення - t2 -12000С;

3. – температура початку рідкого стану t3= 12500С.

Показником плавкості золи вважають температуру початку рідкого стану t3,.Ця температура є одним із важливих факторів при виборі типу шлаковидалення.

1.3 Вибір системи пилоприготування і млинів

Для котла продуктивністю 640т/г на паливі АШ приймається схема пилоприготування с проміжним бункером і кульовими барабанними млинами КБМ 400/800 (К50). У кількості двох.

У пилоприготувальній установці [3] с промбункером легко можна одержати тонкий і добре висушений пил, що необхідно для ефективного й економічного спалювання палива з відносно невеликим виходом летючих. Паливо підігрівається гарячим повітрям з температурою 250-4000С із повітропідігрівника. Наявність промбункера підвищує надійність установки [4]. Цьому сприяє також зв’язок млинових пристроїв окремих агрегатів за допомогою пилових шнеків, що дозволяють, якщо буде потреба, подавати паливо від одного котла к іншому. У системі пилоприготування з проміжним бункером також є можливість повністю завантажувати млинове обладнання. К недолікам системи слід віднести збільшення витрат на обладнання.

1.4 Вибір типу шлаковидалення

Вибір типу шлаковидалення один з важливих моментів проектування топково–пальникового пристрою котла.

Економічно вигідно застосовувати топки з рідким шлаковидаленням при спалюванні низькореакційних палив (антрацит, напівантрацит, худі кам'яні вугілля), а також палив з низькою температурою плавлення золи, які в топках з твердим шлаковидаленням викликають сильне шлакування топкових екранів.

Для забезпечення рідкого шлаковидалення необхідно, щоб температура газів у стін нижньої частини топки і у районі поду була вища за температуру текучесті шлаку, тобто υг > tнр ., де tнр = t3+(50ч100)0С –температура нормального рідкотекучего стану.

Переваги топкових пристроїв з рідким шлаковидаленням у порівнянні з твердим видаленням шлаку полягає у наступних основних моментах:

– при спалюванні того самого виду палива втрати з механічним недопалом q4 у випадку рідкого шлаковидалення знижуються приблизно на 30%;

– загальна теплова напруга топкового об’єму виявляється у середньому на 20% выше.

Це значить, що ущільнювання нижньої частини топки зменшують присоси повітря в топкову камеру, що приводить до деякого сниження витрат з газами, що виходять. У топках з рідким шлаковидаленням помітно скорочуються витрати на золоуловлюючі пристрої [2].

Разом з тим топки з рідким шлаковидаленням мають і ряд недоліків:

– збільшується втрата тепла з високотемпературним шлаком q6, що у багато разів перевищує зменшення втрати q4 (механічний недопал);

– знижується діапазон робочих навантажень за умовами виходу рідкого шлаку;

– зростання температурного рівня у ядрі смолоскипа веде до збільшення виходу шкідливих оксидів азоту;

– не всяке паливо можна спалювати із забезпеченням рідкого виходу шлаку. Якщо для палив з відносно легкоплавкою золою (t3=1150ч13000С) не виникають затруднення, то при значенні t3>13500C необхідно провести розрахунок забезпечення виходу рідкого шлаку [2].

У даному випадку паливо - антрацитовий штиб АШ, вихід летючих – = 3,5%; наведена вологість – 1,58%; початок рідкоплавкого стану – 12500С; істинно рідкий стан – 12800С.

Тому приймаємо рідке шлаковидалення (РШВ).

1.5 Температура газів на виході з топки

Температура газів на виході з топки ,оС, характерезує кількість теплоти, що сприймається променесприймаючими поверхнями нагріву, огороджуючими топковий об`єм, а також умови надійності і економічної роботи поверхонь нагріву котла, розташованих за топковим об`ємом.

Оптимальна температура газів на виході з топки для палива АШ становить 1000–1150оС. За оптимальної температури досягається мінімальні витрати палива на котел взагалі. Зниження цієї температури призводить до підвищення витрати на топкові екрани (внаслідок зниження інтенсивності променевого теплообміну) та до збільшення витрати металу на всі конвективні поверхні нагріву (за рахунок зниження температурних напорів). Підвищення температури на виході з топки більше оптимальної ускладнює умови роботи металу, в основному пароперегрівників, що потребує використання дорогих сталей аустенітного класу.

На практиці дотримання оптимальної температури на виході з топки пов'язано з рядом труднощів. Дану температуру приймаємо на підставі рекомендацій [1, с.66]. Враховуючи великі розміри даного котла, а також те, що він працює на паливі АШ, температуру газів на виході з топки приймаємо 1050оС. Отримати температуру більш близьку до оптимальної неможливо тому, що теплову напругу топкового об'єму не можна занижати, оскільки необхідно буде знизити ступінь екранованості топки. Це викличе більші втрати з зовнішнім охолодженням, а також збільшить товщину обмуровки.

1.6 Повітряний баланс топки

В залежності від виду спалюємого палива, типу шлаковидалення і конструктивного оформлення огородження топкової камери (газощільна топка чи ні) визначається коефіцієнт надлишку повітря на виході з топки .

При подачі частини повітря через скидальні сопла, коефіцієнт подачі повітря в пальники визначається за виразом:

,

де [1, табл.XVII, с.200];

- присос повітря в топці;

[1, табл.XVI, с.198];

- доля повітря по відношенню к теоретично необхідному для повного спалювання палива, що подається через скидальні сопла;

.

.

2. Характеристики середовища у газоповітрянному тракті котла

2.1 Вибір температури гарячого повітря

У залежності від виду палива, системи шлаковидалення та пилоприготування потрібен різний підігрів повітря [1. табл.II-10. c.72].

При спалюванні вугілля марок АШ для інтенсифікацїї запалення пилу доцільно пил у топку транспортувати гарячим повітрям, а сушильний агент із млинової системи подавати через скидні пальники. Так як було прийняте рідке шлаковидалення, у [1] рекомендовано підігрівати повітря до 380-4000С. Приймаємо tГП = 4000С.

Температура гарячого повітря визначає компонування конвективної шахти котла. При підігріві повітря до 4000С необхідно застосовувати двоступінчастий повітропідігрівник (ПП). Поміж сходами ПП у розсічку звичайно встановлюється економайзер. Виходячи із цього, компонування горизонтального газоходу й конвективної шахти буде наступним:

1) топкова камера;

2) первинний пароперегрівник ППЕ;

3) вторинний пароперегрівник ППЕ;

4) друга сходинка ПП;

5) экономайзер;

6) перша сходинка ПП.

2.2 Повітряний баланс котла

Загальний вид рівняння для знаходження коефіцієнту надлишку повітря у відходящих газах:

,(2.1)

де - присоси повітря в окремих поверхнях нагріву;

i – індекс поверхні нагріву за ходом димових газів.

Присоси у топці:

Δαт=1,2.

Прийнявши компонування конвективной шахти котла, визначимо присоси і коефіцієнти надлишку повітря в газоходах котла [1, табл.XVI, c.198].

Присоси у системі пилоприготування:

αпл=0,1; присоси в пароперегрівачі ППЕ:

Δαппе= 0,03; присоси у повітропідігрівнику 2-ої сходинки ПП

Δαпп= 0,03; присоси у водяному економайзері ВЕ:

Δαве= 0,02; присоси у повітропідігрівнику 1-ої сходинки ПП:

Δαпп =0,15.

αвід = αт+ Δαппе+ Δαппе+ Δαпп+ Δαве+ Δαпп.+ Δαпл.; (2.2)

αвід=1,2+0,03+0,03+0,03+0,02+0,15+0,1=1,56.

2.3 Розрахунок об’ємів повітря й продуктів згоряння

Розрахунок об'ємів повітря і продуктів згоряння виконується на підставі даних про склад робочої маси палива. Об'єми продуктів згоряння і повітря виражаються в кубічних метрах за нормальних умов на 1 кг твердого палива.

Теоретичні об'єми повітря і продуктів згоряння (коефіцієнт надлишку повітря a = 1) при спалюванні твердого палива визначаються наступним чином.

Теоретична кількість повітря, м3/кг:

; (2.3)

.

Теоретичні об'єми продуктів згоряння, отримані при повному згорянні палива з теоретично необхідною кількістю повітря (α = 1), м3/кг:

теоретичній об'єм азоту, м3/кг:

; (2.4)

.

Теоретичний об'єм трьохатомних газів, м3/кг:

; (2.5)

.

Теоретичний об'єм водяної пари, м3/кг:

; (2.6)

.

Об'єм водяної пари, м3/кг:

; (2.7)

.

Об'єм димових газів, м3/кг:

; (2.8)

.

Об'ємні долі трьохатомних газів:

; (2.9)

;

; (2.10)

.

Об'ємна сумарна частка трьохатомних газів:

; (2.11)

.

Маса димових газів, кг/кг:

; (2.12)

.

Безрозмірна концентрація золи у димових газах:

, (2.13)

[1, табл.XVII, c.200], доля виносу шлаків;

.

Значення об’ємів газів, об’ємних долей на виході з топки і котла для відповідних значень наведені у таблиці 2.1 [1, табл.4-1, с.17].

Таблиця 2.1 – Об'єми газів, об'ємні долі трьохатомних газів, концентрація золи.

Величина, що розраховується	На виході з топки,	На виході з котла, αвід
Коефіцієнт надлишку повітря	1,2	1,56
, м3/кг (м3/м3)	1,197	3,35
Дійсний об'єм водяної пари , м3/кг	0,354	0,388
Об'єм димових газів , м3/кг (м3/м3)	7.456	9,636
Об'ємна доля трьохатомних газів	0,161	0,124
Об'ємна доля водяної пари	0,045	0,053
Доля трьохатомних газів і водяної пари	0,206	0,177
Маса димових газів, , кг/кг (кг/м3)	10,15	12,96
Концентрація золи в димових газах , кг/кг	0,019	0,015

2.4 Вибір температур відходящих газів

Температура відхідних газів за котлом tВІД вибирається за умовою ефективного використання тепла палива та витрати металу на хвостові поверхні нагріву. При виборі температури відхідних газів варто враховувати, що при спалюванні високосірчастих та високовологих палив можлива низькотемпературна корозія хвостових поверхонь нагріву і, у першу чергу, повітропідігрівника.

Для повного виключення корозії поверхні нагріву, при відсутності спеціальних мір захисту, температура металевої стінки повинна бути приблизно на 100С вище температури точки роси димових газів, але це призведе до значного превищення температури відхідних газів над економічними їх значеннями, що приведені в [1, табл.II-8, c.71], тобто повинна виконуватися умова:

. (2.14)

Температура точки роси димових газів tР залежить від температури конденсації вологи tКОН при парціальному її тиску у газах та наведеному складу сірки у робочому паливі й золи , розраховується за формулою:

tР = tКОН+Δ tР, (2.15)

, [1, табл.II-8, c.71].

.

Визначимо температуру конденсації водяної пари, димових газів [1. табл.XXIII. c.204] при парціальному тиску водяної пари. Так як топкова камера працює без наддуву, то абсолютний тиск Р=1кгс/см2 або Рн2о=1кгс/см2 і температура конденсації tКОН=99,090С.

.

Рекомендації з вибору температури відхідних газів наведені у [1. табл.II. c.72] і повинна бути не нижче пропонованої.

Оптимальне значення tвід вибирається на основі техніко-економічних розрахунків. Приймаємо tвід =1280С.

Для виключення корозії повітропідігрівника нижній куб виконується змінним.

2.5 Розрахунок ентальпій повітря і продуктів згоряння

Ентальпії повітря і продуктів згоряння розраховуються на 1 кг твердого палива за нормальних умов (0оС і 101,3 кПа).

Ентальпія газів при a = 1,0 і температурі JоС, кДж/кг:

, (2.16)

де , , – ентальпія відповідно CO2, N2, H2O приймається по [1, табл.XIII, с.179].

Ентальпія теоретично необхідної кількості повітря при температурі JоС, кДж/м3:

, (2.17)

де – ентальпія повітря, приймається по [1, табл.XIII, с.179].

Ентальпія золи розраховується за формулою, кДж/кг:

, (2.18)

де - зольність робочої маси палива; - ентальпія 1 кг золи, приймається по [1, табл.XIII, с.179].

Ентальпія димових газів на 1 кг палива при a >1, кДж/кг:

. (2.19)

Дані розрахунку ентальпій продуктів згоряння зводяться в таблицю (таблиця 2.2). При складанні таблиці для кожного визначаються значення I в області, що перекриває очікуємий діапазон температур у газоході.

Таблиця 2.2 – Ентальпії повітря і продуктів згоряння.

					+, кДж/кг
					αт=1,2		αвід=1,56
υ ,	, кДж/кг	, кДж/кг	, кДж/кг	, кДж/кг	I	ΔI	I	ΔI
100	875,7	800,3	80,8	18,5	1054,2		1342,36
200	1776,5	1608,9	169,3	38,76	2137,3	1083,1	2720,74	1378,4
300	2702,2	2434,4	264	60,46	3249,9	1112,4	4123,94	1403,2
400	3657,8	3276,6	360,3	82,5	4395,7	1146	5574,89	1450,95
900	8807,4	7747,3	875,7	200,53	10557,5		13346,41
1000	9896,8	8681,7	984,6	225,5	11858,5	1301	14984,05	1637,64
1100	10990,4	9645,4	1097,8	251,3	13170,8	1312,3	16643,42	1659,37
1200	12092,3	10609	1206,7	276,3	14490,6	1319,8	18309,64	1666,22
1300	13219,4	11568,6	1361,7	311,86	15844,9	1354,2	20009,67	1700,03
1600	16655,2	14530,9	1877,1	429,9	19991,3		25222,4
1700	17815,9	15519,7	2065,7	473	21380,3	1401,5	26983,94	1761,54
1800	18976,5	16508,6	2187,2	500,8	22779,7	1384,8	28722,11	1738,17
1900	20155	17518,4	2388,3	546,9	24204,4	1425,4	30512,2	1790,1
2000	21322,9	18532,4	2514	575,7	25605,1	1400,7	32276,74	1764,54
2100	22508,7	19546,3	-	575,7	27189,3	1583,8	34030,32
2200	23698,6	20556,1	-
2300	24880,2	21291	-
2400	26065	22605	-

3. Тепловий баланс котла

Складання теплового балансу полягає у встановленні рівноваги між кількістю теплоти, що надійшла в котел і сумою корисно використаної теплоти і теплових втрат. На підставі теплового балансу обчислюються ККД і необхідна витрата палива.

Тепловий баланс складається стосовно сталого теплового режиму котла на 1 кг твердого палива при 0 оС і 101,3 кПа.

Загальне рівняння теплового балансу має вигляд, кДж/м3:

(3.1)

3.1 Наявна теплота в загальному випадку визначається за формулою, кДж/кг:

[I, глава 5, с. 20-22]. (3.2)

Нижча теплота згоряння для палива АШ береться із [I, табл.1 с.153], кДж/кг:

=22584.

Тепло, шо вноситься у котел з повітрям, при підігріві його поза котлом парою, відпрацьованим теплом и т.п. , кДж/кг:

Зовнішній підігрів повітря не приймається, отже:

=0.

Фізичне тепло палива враховується у тих випадках, коли воно попередньо підігрівається стороннім джерелом тепла (паровий підігрів мазуту, парові сушарки і т.і.), а також при сушці по розімкнутому циклу. При замкнутій схемі пилоприготування тепло й підсушка палива у млиновій системі не враховується [1. с.20], тобто:

=0.

Тепло, що вноситься у котел паровим дуттям (форсуночною парою) QФ., у даному проекті не передбачається, тоді:

QФ=0.

Тепло, витрачене на розкладання карбонатів при спалюванні сланців QК. Розрахунок топки ведеться для роботи на твердому паливі АШ, тому:

QК=0.

Отже, наявна теплота палива, кДж/кг:

==22584.

3.2 Втрати теплоти у котлі

Втрати теплоти у котлі визначаються як:

; (3.3)

Втрата теплоти з відхідними газами визначається як різниця ентальпій продуктів згоряння на виході з котла і холодного повітря, %:

, (3.4)

де – ентальпія відхідних газів, при надлишку повітря і температурі відхідних газів , кДж/кг (кДж/м3), [1, табл. 2.2);

– ентальпія холодного повітря, кДж/кг (кДж/м3), (визначається по таблиці 2.2);

- ентальпія повітря, яке присмоктується в газоходи котла, кДж/кг;

Втрати тепла від механічної неповноти згоряння палива q4, % [1.табл.XVIII с.200]:

q4=3.

Втрати тепла від хімічної неповноти згоряння палива q3, % [1,табл.XVII, с.200]:

q3=0.

Втрати тепла у навколишнє середовище q5, % [1, табл. XVII - XIX]:

q5=0,5.

Отже втрата теплоти з вихідними газами, %:

q2=.

Втрати теплоти від зовнішнього охолодження котла по окремих газоходах для спрощення приймаються пропорційними кількості теплоти, що віддається газами у відповідних газоходах. Тому при визначенні кількості теплоти, відданої газами, втрати від зовнішнього охолоджування враховуються введенням коефіцієнта збереження теплоти:

; (3.5)

.

де – ККД котла, визначається по (3.8).

Втрати з теплом шлаку q6 вводяться у розрахунок для всіх твердих палив при камерному спалюванні з рідким шлаковидаленням, %:

(3.6)

де – доля золи у шлаку;

()-ентальпія золи, кДж/кг.

Доля золи у виносі і ентальпія золи визначається по[1.табл. ХVII-XIX, ХХI і табл. ХIII].

=1-0,85=0,15.

Отже, втрата з теплом шлаку, %:

q6=.

Сумарна втрата теплоти в котлі, %:

; (3.7)

.

Коефіцієнт корисної дії (ККД) котла, %:

; (3.8)

.

3.3 Теплота, що корисно використана в котлі

Тепло, що корисно викорастане к котлі, кДж/кг:

(3.9)

де = 0 – кількість тепла, віддане окрім перегрівача;

=0 – тепло, отримане вторинним перегрівачем;

=0 – тепло сприйняте водою або повітрям, підігрітими у котельному агрегаті і віддаваємих на сторону, ккал/ч.

У результаті одержимо, кДж/кг:

, (3.10)

де - витрата виробленої перегрітої пари, кг/с;

- кількість пари що витрачається на продувку, кг/с;

- ентальпія живильної води, кДж/кг;

- ентальпія перегрітої пари, кДж/кг;

- ентальпія води на лінії насичення, кДж/кг;

Приймемо для даного котла рівне 2%.

= 0,02·640 =12,8 т/г.

Для котлів з природною циркуляцією тиск має бути таким, щоб подолати гідравлічний опір водяного економайзера і пароперегрівника і забезпечити заданий тиск пари за котлом, МПа:

, (3.11)

де и – гідравлічний опір перегрівника і економайзера. Гідравлічний опір пароперегрівника не повинен перевищувати ~ 10% робочого тиску пари [1, c.74], МПа:

; (3.12)

Тиск в барабані, МПа:

; (3.13)

.

Гідравлічний опір економайзера, МПа:

; (3.14)

.

Тиск живильної води, МПа:

; (3.15)

.

Ентальпія перегрітої пари 3512,2 кДж/кг , визначається по таблицях термодинамічних властивостей води і водяної пари по тиску 15,2 МПа. Ентальпія живильної води 1039,1 кДж/кг, визначається по таблицях термодинамічних властивостей води і водяної пари по тиску 16,85 МПа і температурі 235оС. Ентальпія води на лінії насичення 1680,2 кДж/кг, визначається по таблицях термодинамічних властивостей води і водяної пари по тиску 16,7 МПа.

Повна кількість теплоти, що корисно використана в котлі, кДж/кг:

177,8(3512,2-1039,1)+3,5(1680,2-1039,1)=441943,3.

3.4 Витрата палива, що подається у топку

Визначається за формулою, кг/с:

; (3.16)

.

Для підрахунку сумарних об'ємів продуктів згоряння, повітря і теплоти, відданої газами в поверхнях нагріву, вводиться розрахункова витрата палива, яка визначається за формулою, кг/с:

; (3.17)

.

Розрахунок системи пилоприготування, пальників та паливоподачі ведеться по повній витраті В, а тяги і дуття по розрахунковій витраті .

4. Розрахунок теплообміну в топковій камері

4.1 Геометричні характеристики топки

При розрахунку теплообміну в топковій камері необхідно визначити об'єм топки. Межами об'єму є осьова плоскість екранних труб . У вихідному перетині камери об'єм обмежується горизонтальною плоскістю, що проходить через нижню межу ширм. Ширми включаються в об’єм топки тому що крок ширм S1=720мм, S1>700мм. Нижньою межею об'єму топки служить под.

Повна поверхня стін топки Fст, м2, обчислюється як сума плоскості, що обмежує об'єм топкової камери.

Fст = SFпл . (4.1)

Площа стіни, зайнята екраном Fпл визначається по відстані між осями крайніх труб даного екрану і освітленій довжині екранних труб.

Площа поверхні фронтальної стіни обчислюється за формулою, :

FФР =F3+F4+F5; (4.2)

F3=4,2·4,05=17;

F4=8,128·20,388=165,71;

F5=1,306·8,128=10,61;

FФР=17+165,71+10,61=193,32.

Площа поверхні задньої стіни , :

FЗ= FФР=193,32

Площа поверхонь бічних стін обчислюється за формулою, м2:

Fб= F1 +2F2; (4.3)

F1=18,56·20,388=378,4;

F2= =15,1;

Fб=378,4+2·15,1=408,6.

Поверхня двосвітного екрану, м2 :

F2х.св. =(h1+h2+h3)·a; (4.4)

F2х.св. =(20,388+1,306+4,05)·8,128=209,24.

Площа поду, м2:

Fпод= 2·l1·a; (4.5)

Fпод=2·4,571·8,128=74,3.

Площа потолка, м2:

Fпот =l3·b; (4.6)

Fпот=4,2·18,56=77,95.

Площа вихідного вікна FВО, м2:

FВО.=(l4·b)·2; (4.7)

FВО.=(8,1·18,56)·2=300,67.

Площа стін топки, м2:

Fст = Fфр + Fз + 2Fб + 2F2х.св +Fпот+Fпод + FВО ; (4.8)

Fст =193,32 +193,32 + 817,2+2·209,24+74,3+77,95 + 300,67= 2075,24.

Рисунок 4.1 - Ескіз бокової поверхні топкової камери

Ефективна товщина випромінюючого шару топки, м:

, (4.9)

де и - об'єм і поверхня стін топки, м3, м2.

.

Відносна висота розташування пальників при їх розташуванні у декілька рядів [1, п.6В, с.26-27]:

(4.10)

Кількість пальників у залежності від їх типу та розташуванні у топці котлів різної потужності рекомендовано вибирати по [1.табл.II-3а. c.67]. Так як паливо АШ, паропродуктивність 640т/г, рекомендуєтся прийняти 8-16 вихрових пальників при зустрічному їх розташуванні.

n·1, n2 – кількість пальників у першому і другому рядах;

В1, В2 – витрата палива відповідно через кожний пальник першого і другого рядів, кг/г.

Приймаємо 16 пальників при 2-х ярусному розташуванні.

Тоді:

.

Відносна висота розташування пальників

(4.11)

4.2 Розрахункові характеристики топки

Ефективність організації топкового процесу визначається розрахунковими характеристиками .

Теплова напруга топкового об'єму qv, кВт/м3 характеризує умови спалювання палива. Величина qv обернено пропорційна часу перебування часток палива в топковому об'ємі за умови рівномірного заповнення об'єму продуктами згоряння (топковими газами), кВт/м3:

, (4.12)

де В – витрата палива, кг/г;

Vт – об'єм топки, м3;

- теплота згоряння палива нижча, кДж/кг.

Максимальна допустима величина теплової напруги топкового об'єму становить [qv ]= 125 кВт/м3, визначається по [1, табл.XVIII, с.200].

Теплова напруга поперечного перетину топки , МВт/м2. Величина qf прямо пропорційна середній швидкості руху топкових газів в топці за умови рівномірності заповнення перетину.

, (4.13)

де Fт – площа поперечного перетину топки, яка дорівнює площі фронтальної поверхні, яка була визначена раніше в геометричних характеристиках топки,м2.

.

Максимальна допустима величина теплової напруги поперечного перетину топки становить [qf ]= 2,5 МВт/м2, визначається по [1, табл.II-1].

4.3 Радіаційні властивості продуктів згоряння

Основною радіаційною характеристикою продуктів згоряння служить критерій поглинальної здатності (критерій Бугера):

Вu = k∙p∙s, (4.14)

де k – коефіцієнт поглинання топкової среди, розраховується по температурі і складу газів на виході з топки. При його визначенні враховується випромінювання трьохатомних газів (RO2, H2O) і зважених в їх потоці часток сажі.

p – тиск в топковій камері, МПа;

s – ефективна товщина випромінюючого слою;

Коефіцієнт поглинання променів трьохатомними газами (RO2, H2O), 1/(мЧМПа)

, (4.15)

де rn – об'ємна сумарна частка трьохатомних газів ( табл. 2.1), ;

- заздалегідь прийнята температура газів на виході з топки, К;

=1323.

Коефіцієнт поглинання променів частками сажі, 1/(мЧМПа):

, (4.16)

де - співвідношення вуглецю і водню в робочій масі палива.

.

.

Коефіцієнт поглинання топкового середовища при спалюванні твердого палива, 1/(мЧМПа):

. (4.17)

Коефіцієнт послаблення променів золовими частками, 1/(м·МПа):

(4.18)

де – щільність димових газів, приймається рівною 1,3 кг/м3;

– безрозмірна концентрація золи у димових газах (визначається по 1. формула 4-11, с.16.);

- визначається по номограмі 4 [I, с. 243.];

-середній (по питомій поверхні) діаметр золових часток, ; його значення наведені в [1.таблица 6-1,с.25.]

=0,146.

.

Критерій Бугера:

Bu=0,946Ч0,1Ч6,57=0,6215.

4.4. Розрахунок теплообміну в топці

Розрахунок теплообміну в топці котла заснований на застосуванні теорії подібності до процесу теплообміну між топкового середовища і поверхнями нагріву котла, які утворюють активний топковий об'єм пристрою.

Як визначальний критерій теплообміну використовують безрозмірну температуру на виході з топки , К, яка характеризує зниження температури топкових газів на виході з активного топкового об'єму, , К, порівняно з теоретичною температурою продуктів згоряння палива , К.

Величина визначається за формулою:

, (4.19)

де М – безрозмірний параметр розподілу температур по довжині (уздовж осі пальників) топки, який залежить від виду спалюваного палива, способу його спалювання, типа пальникових пристроїв і розміщення їх в топковій камері.

При камерному спалюванні низькореакційних палив (АШ):

М = 0,56-0,5·xп, (4.20)

де хп – відносний рівень розташування пальників в топці.

М = 0,56-0,5·0,25=0,435.

Во – безрозмірний критерій Больцмана, що характеризує зв'язок між кількістю теплоти, переданою середою з оптичними властивостями абсолютно чорного тіла і геометричними розмірами топкової камери:

, (4.21)

де – розрахункова витрата палива, м3/с.

Середня сумарна теплоємність топкових газів (продуктів згоряння), кДж/м3 визначаються по формулі:

, (4.22)

де - корисне тепловиділення в топці, кДж/кг;

- ентальпія продуктів згоряння 1 кг палива на виході з топки при температурі і надлишку повітря aт ;

- температура на виході з топки;

- теоретична (адіабатна) температура горіння, оС, визначається по корисному тепловиділенню в топці, =.

, (4.23)

де , - відповідно робоча теплота палива, кДж/кг і втрати теплоти з механічним та хімічним недопалюванням, з теплом шлаку, % (визначені при розрахунку теплового балансу котла);

- теплота внесена до топки повітрям, кДж/кг:

(4.24)

Величина присосів у топці =0,05 і у пилоприготувальній системі

= 0,1 вихзначаються по [I, табл. ХVI, с. 198].

Так як температура гарячого повітря =4000С, визначаємо ентальпію =3276,6 кДж/кг [I. табл. ХIV, с. 180], 300С, 255,6 кДж/кг.

=(1,2-0,05-0,1)·3276,6+(0,05+0,1)·255,6=3478,7;

;

;

sо – коефіцієнт випромінювання абсолютно чорного тіла; sо = 5,67Ч10-11 кВт/(м2ЧК4);

yср – середній коефіцієнт теплової ефективності екранів топки, характеризує частку теплоти, яку вони сприймають, визначається за формулою:

, (4.25)

де - площа поверхні, що сприймає теплоту, м2;

Fст – повна поверхня стін топкової камери, обчислена по розмірах поверхонь, які захищають активний топковий об'єм, м2;

- кутовий коефіцієнт ділянки стіни топки, визначається по [1, номограма1, стр. 240] залежно від поверхні.

На неекранованих ділянках (у зонах розміщення амбразур горілок, лазів, лючків та ін.) x=0. Для ошинованих частин екранів, а також вихідного вікна кутовий коефіцієнт x приймається рівним 1. x=0,99.

Коефіцієнт забруднення i-тої ділянки огорож топкового об'єму залежить від типа поверхні огорожі і виду палива. При спалюванні АШ z= 0,45 по [I, табл. 6-2, с. 29]. Нижня частина екранів ошинована і вкрита хромитовою масою, для цієї частини екрану z= 0,2.

.

Критерій Больцмана буде рівний:

.

Температуру газів на виході з топки можна визначити за формулою, оС:

; (4.26)

.

Температура газів на виході з топки відрізняється від прийнятої менш, ніж на 1000С. Для даного палива температура прийнятна, тобто зола на виході з топки знаходиться в твердому стані і нема небезпеки шлакування труб.

Розрахунок топки можна вважати закінченим.

5. Вибір пальникового пристрою

При спалюванні вуглей марки АШ для інтенсифікації запалення доцільно пил у топку транспортувати гарячим повітрям, а сушильный агент із млинової системи подавати через скидальні пальники [1. с.67].

Для камерного спалювання твердого палива найбільше поширення отримали вихрові круглі пальники [1,4]. При рідкому шлаковидаленні і продуктивності 640т/г рекомендується застосовувати 16 вихрових пальників при зустрічному їх розташуванні. Приймемо розташування пальників на бокових стінах топки [1.табл. II-3б, с.67-68] у два яруси.

Режимні характеристики пальників (для первинного повітря, швидкості первинного, вторинного або загального повітря на виході з амбразури) у залежності від типу і теплової потужності, а також від марки палива, що спалюється, наведені у [1.табл. II-5, табл. II-5, табл. II-6в, п.14 с.69-70,5].

5.1 Теплова потужність топки. МДж/кг:

Теплова потужність топки показує кількістб тепла, що поступає в топку за одиницю часу. Розраховується за формулою, МВт:

,(5.1)

де - нижча теплота згоряння палива.

20,7·22,58=467,4.

5.2 Теплова потужність пальника

Теплова потужність пальника показує яка кількість тепла подається в топку пальником за одиницю часу. Розраховується за формулою, МВт:

; (5.2)

,

де - число пальників, дорівнює 16 шт.

5.3 Площа поперечного перетину канала первинного повітря (аеросуміші)

Розраховується за формулою, м2: , (5.3)

де ВР - розрахункова витрата палива (із теплового балансу ВР);

ВР=20,7кг/с;

V0 – теоретична витрата палива (із розрахунку матеріального балансу);

V0=5,984 м3/кг;

хПП –доля первинного повітря, хп1=20%=0,2.

W1=швидкість первинного повітря, м/с.

nп -загальна кількість пальників, nп=16.

-температура аеросуміші. =2000С.

=0,178 м2

5.4 Площа поперечного перетину амбразури пальника

Розраховується за формулою, м2:

, (5.4)

де – коефіцієнт надлишку і присос повітря в топці (із розрахунку матеріального балансу =1,2; =0,05);

W2 – швидкість вторинного повітря на виході з пальника, м/с

W2=20 м/с.

tГП - температура гарячого повітря 0С, прийнята по [1.табл.II-10, c. 72]

tГП=4000C [3,4].

1,1 - коефіцієнт захаращування перетину стінками обичайок, розділяючих канали пальника:

= 1,193 м2.

5.5 Діаметр амбразури пальника

Розраховується за формулою, м:

=1,129; (5.5)

.

5.6 Діаметр каналу аеросуміші

Розраховується за формулою, м:

; (5.6)

Так як найближчий стандартний розмір f1=0,186м2 [5], а розрахункова величина f1=0,178м2, то приймаємо пальник двозавиткового типу: ГУ-II (ОН-127-59) з діаметром амбразури 950 мм і орієнтовною тепловою потужністю 23-35 МВт.

Рисунок 5.1 – Ескіз двозавиткового пальникового пристрою

6. Охорона праці і навколишнього середовища

6.1 Загальні положення

Охорона праці - це система законодавчих актів, соціально-економічних, організаційно-технічних, санітарно-гігієнічних і лікувально-профілактичних заходів і засобів, що забезпечують безпеку, збереження здоров'я і працездатності людини в процесі праці [4].

Повністю безпечних і нешкідливих виробництв не існує. Задача охорони праці - звести до мінімуму вірогідність ураження або захворювання працівника з одночасним забезпеченням комфорту при максимальній продуктивності праці.

Розгляд і аналіз питань з охорони праці, виробничої санітарії і пожежної безпеки в даному розділі виконано для парового котла паропродуктивністю 640 т/г, що працює на вугіллі марки АШ.

6.2 Загальна характеристика умов експлуатації проектного об'єкта

Відповідно до вимог ГОСТ 12.0.003 - 74 [5] на машиністів котлів при перебуванні їх у виробничому приміщенні і на території ІТЦ, діють наступні небезпечні, шкідливі виробничі фактори:

- електрообладнання, що знаходиться під напругою від 36 до 6000 В;

обертові механізми, що рухаються;

- висока температура повітря при обходах і огляді працюючих котлів і агрегатів;

- перебування поблизу теплотехнічного обладнання, що працює під тиском;

- виробничий шум та вібрація в приміщеннях з працюючим енергетичним обладнанням ;

- запиленiсть повiтря пов’язана з вiдкритим транспортуванням сипких матеріалів і з наявністю численних місць перепадів пилоутворюючих матеріалів з одного обладнання на інше.

Джерела виникнення шкідливих і небезпечних факторів, а також заходи щодо їхнього зниження приведені в таблиці 6.1

Таблиця 6.1 - Джерела виникнення шкідливих і небезпечних факторів, а також заходи щодо їхнього зниження.

Шкідливі та небезпечні фактори	Джерела виникнення	Заходи щодо їх зниження
Теплове випромінювання	Топка котла	Теплоізоляція стін топки та обладнання
Загазованість	Газопроводи, нещільності обмуровування	Вентиляція, пристрої, що автоматично припиняють постачання газу
Висока напруга електроструму	Щит керування електродвигунами	Застосування ізоляційних матеріалів
Забруднення навколишнього середовища	Викиди N02,СО2,СО,SO2 i пил вугiльний з димової труби	Колективні та інд.засоби захисту, технологічні очисні засоби, золоуловлювач
Шум, вібрація	Димососи, насоси, вентилятори	Звукоізоляція з скловати і пінопласту.Шумоізоляція, індивідуальні засоби захисту
Запиленість	Паливопідготовка, викиди золи з димової труби	Пило- і золоочистка

6.3 Промислова санітарія

Зміст шкідливих речовин у повітрі робочої зони виробничого приміщення не перевищує встановлених гранично-допустимих концентрацій (ГДК) відповідно до ГОСТ 12.1005-88 [6] і приведено в таблиці 6.2.

Таблиця 6.2 - Зміст шкідливих речовин у повітрі робочої зони виробничого приміщення

Речовина	ГДК, мг/м3	Клас небезпечності
Оксид азоту (в перерахуванні на N02)	5,00	II
Озон	0,10	I
Оксид вуглецю	20,00	IV
Запиленість	4	IV

Персонал котельного відділення виконує фізичні роботи середньої важкості (категорія ІІ-б) з витратою енергії 200-250 ккал/год, зв'язані з ходьбою і перенесенням невеликих вантажів (до 10 кг). Експлуатаційний персонал водопідготовки і щитової виконує роботи категорії І-б з енерговитратами організму 120-150 ккал/год, які зв'язані з постійною ходьбою, не потребуючи переміщення вантажів.

Вентиляція й опалення приміщень котельного відділення забезпечують видалення надлишків вологи, шкідливих газів і пилу, а також утримання наступних значень мікроклімату підприємства, які представлені в таблиці 6.3.

Таблиця 6.3 - Оптимальні параметри мікроклімату

Приміщення	Категорія роботи	Відносна вологість повітря, %	Температура повітря, °С		Швидкість руху, м/с
			В хо-лодний період року	В теп-лий період року	В холодний період року	В теплий період року
Щит керування	Легкої важкості (I-б)	40-60	19-21	20-22	0,2	0,3
Котельне відділення	Середньої важкості (II-б)	40-60	17-19	19-21	0,2	0,3

Приміщення котельного цеху відноситься до приміщень з надлишком теплоти, тому що котлоагрегати є джерелами теплового випромінювання. Тому вони обладнані ефективною приточно-витяжною вентиляцією, згідно з СНиП 2.04.05-91 [7]. Щитова обладнана водяним опаленням. У приміщенні щитів керування передбачена приточно-витяжна вентиляція з механічним спонуканням і подачею повітря у верхню зону з очищенням від пилу. Опалення водяне і повітряне; повітряне здійснюється підігрітим в калориферах повітрям і сполучено із системою припливної вентиляції.

Усі гарячі частини обладнання котельного відділення, трубопроводи, балки й інші елементи, дотик до яких викликає опіки, мають теплову ізоляцію. Температура на поверхні ізоляції при температурі навколишнього повітря 25°С, не перевищує 45°С згідно [6]. Усі гарячі ділянки поверхонь обладнання і трубопроводів, що знаходяться в зоні влучення на них вибухонебезпечних чи шкідливих речовин, покриті металевою обшивкою.

6.3.1 Виробниче освітлення

Згідно ДБН В. 25-28-2006 [8], виробничі приміщення електростанцій відносяться до 1-ої групи приміщень, у яких виконується розрізнення об'єктів зорової роботи при фіксуванні напрямку лінії зору, що подають на робочу поверхню.

При освітленні виробничих приміщень використовується природне освітлення, яке здійснюється через світлові прорізи в зовнішніх огороджуючих конструкціях. У виробничих приміщеннях освітлення бічне, однобічне.

Для штучного освітлення виробничих приміщень застосовуються газорозрядні лампи і лампи накалювання.

Характеристики виробничого освітлення наведені у таблиці 6.4.

Таблиця 6.4 - Характеристика виробничого освітлення.

Найме- нування примі- щень	Характе- ристика зорових робіт	Розряд зорових робіт	Природне освітле- ння КПО, %	Штучне висвітлення
				Система освітлення	Тип лампи	Нормоване освітлення лк	Тип світильника
Коте- льна зала	Груба, мала точність	VI	1,37	Комбі- нована	Газорозря Дні лампи ЛБ-40	150	ПВЛ- 2x40
Щит керування	Середньої точності	IV	1,8	Комбінована	Лампи накалювання	250	Кульова підвіска

Коефіцієнт природного освітлення КПО визначаємо за формулою:

, (6.1)

де - значення КПО [8, таблиця 1];

m - коефіцієнт світлового клімату [8, таблиця 4], m = 0,9;

с - коефіцієнт сонячного клімату [8, таблиця 5], с = 0,95.

Котельна зала:

е = 1,6·0,9·0,95 = 1,37 %.

Пульт керування:

е = 2,1·0,9·0,95 = 1,8 %.

Аварійне освітлення дозволяє продовжувати роботу при відключенні робочого освітлення, воно складає не менш 5 % від загального освітлення, при цьому 2 Лк у середині приміщення і 1 Лк на території електростанції. Аварійне освітлення повинне мати автономне джерело живлення й автоматичне вмикання при необхідності. Місця розташування аварійного освітлення:

1. Площадки і сходи котлів.

2. Вентиляторні і димосмоктні площадки.

3. Щити і пульти керування.

4. Водоуказники і вимірювальні прилади.

5. Фронт котла, проходи між котлами.

6. Приміщення для баків і деаераторів, обладнання водопідготовки.

Евакуаційне освітлення передбачене для евакуації людей при аварійному відключенні робочого освітлення. Його норма - 0,5 Лк.

Охоронне освітлення використовується при відсутності спеціальних технічних засобів охорони. Його норма - 0,5Лк.

6.3.2 Шум і вібрація у виробничих приміщеннях

Відповідно до ГОСТ 12.1.003-83 [9], (ГДР = 80 дБА), захист від шуму досягається розробкою шумобезпечної техніки, застосуванням засобів і методів колективного захисту.

Для колективного захисту застосовують:

- звукопоглинаюче облицювання у газоповітряних трактах вентиляційних систем з механічним спонуканням і систем кондиціонування повітря;

- звукоізольовані кабіни спостереження і дистанційного керування технологічним обладнання;

- кожухи трансформаторів.

До засобів індивідуального захисту (ЗІЗ) відносяться:

- каска ВЦНИИОТ – 2; противошумні навушники ВЦНИИОТ - 4М; вкладиші.

На електростанції джерелом вібрації згідно [10], (ГДР=92дБ по віброшвидкості) є електрообладнання (вентилятори, насоси). Систематичний вплив вібрацій приводить до порушень здоров'я обслуговуючого персоналу.

Методи обмеження вібрації: вібродемпфіровання; динамічне гасіння вібрацій; зниження вібрацій впливом на джерело порушення.

До ЗІЗ від впливу від вібрацій відносяться: чоботи з упругодеформую-чою підошвою; рукавиці і рукавички.

Заходи щодо попередження вібраційної хвороби проводяться по трьох напрямках: інженерно-технічному; організаційному; лікувально-профілактичному.

6.4 Заходи безпеки при експлуатації котлів

6.4.1 Електробезпека

В електричному господарстві використовуються електроустановки напругою 380 В трифазні і 220 В однофазні.

Основними мірами захисту від ураження електричним струмом є:

- захист від випадкового дотику до неізольованих струмоведучих

частин шляхом їхнього огородження, замкнення в шафи;

-захист від випадкового дотику до металевих не струмоведучих частин обладнання за рахунок захисного заземлення і занулення, а також індивідуальних захисних засобів.

Електрозахистні засоби поділяються на основні і додаткові. До основних відносяться: ізолюючі штанги, кліщі, електровимірювальні кліщі, вказівники напруги , а також діелектричні рукавички й інструмент з ізолюючою рукояткою. До додаткових відносяться: діелектричні боти, калоші, килими, ковпаки, що ізолюють підставки і накладки, переносні заземлення, обмежувальні пристрої, знаки і плакати безпеки, а також діелектричні рукавички.

Приміщення котельної, згідно ПУЭ-87 [11] відноситься до приміщень з підвищеною небезпекою по небезпеці поразки людей електричним струмом. Приміщення щита управління по небезпеці ураження людей електрострумом, відноситься до приміщень підвищеної небезпеки.

Основними заходами захисту від ураження електричним струмом є передбачені ПУЭ-87 організаційні і технічні заходи.

До організаційних відносяться наступні заходи:

1) призначення особи, відповідальної за електрогосподарство;

2) навчання персоналу залежно від виду використовуваного ними устаткування;

3) використання засобів індивідуального захисту;

До технічних відносяться наступні заходи:

1) застосування захисного заземлення;

2) занулення;

3) забезпечення недоступності струмоведучих частин електроустановок.

6.4.2 Вимоги безпеки до судин, що працюють під тиском

Посудини, які працюють під тиском, відносяться до обладнання з підвищеною небезпекою. Вимоги до їх устрою, виготовленню, монтажу, ремонту й експлуатації визначені правилами улаштування і безпечної експлуатації судин, працюючих під тиском. Вони поширюються на судини, які працюють під тиском понад 0,07 МПа. Конструкція посудин повинна бути надійною, забезпечувати безпеку при експлуатації і передбачати можливість їх огляду, очищення, промивання , продувки і ремонту[4].

Посудини, які працюють під тиском, повинні бути оснащені приладами безпеки: запобіжними клапанами, манометрами, термометрами, запірною арматурою, показниками рівня води.

6.5 Пожежна безпека

Пожежна безпека забезпечується відповідно до вимог ГОСТ 12.1.004-91 [22] системами:

- система запобігання пожежі;

- система пожежного захисту.

А також дією низки організаційних заходів.

Приміщення котельного цеху по вибухо-пожежобезпеці відноситься згідно з НАПБ Б. 07.005-86 [13] до приміщення категорії Г, щитової – Д.

Відповідно до ДБН В.1.1-7-02 [12] виробничі приміщення виконуються з будівельних конструкцій ІІ ступеня вогнестійкості. Згідно з [14] в усіх виробничих, допоміжних приміщеннях повинні бути встановлений протипожежний режим, що забезпечує нормальний і безпечний рівень праці персоналу відповідно до вимог Правил пожежної безпеки і інструкціями з пожежної безпеки в адміністративних і службових приміщеннях Міненерго України.

Система запобігання пожежі:

- контроль і профілактика ізоляції;

- наявність плавких вставок і запобігання в електрообладнанні;

- для захисту від статистичної напруги використовується захисне заземлення.

Система пожежного захисту:

1. Аварійне відключення і переключення апаратури.

2. Наявність первинних засобів пожежегасіння (ВВК-8), тому що вуглекислота має погану електропровідність, або порошковий вогнегасник.

3. Система оповіщення, світлова і звукова сигналізація.

4. Захист легкоспалахуючих частин обладнання вогнезахистними матеріалами.

5. Використання негорючих матеріалів для акустичної обробки стін і стель.

6. У приміщенні, де немає робітничого персоналу, встановлюється автоматична система пожежного захисту.

7. Приміщення повинно бути обладнане пожежними щитами. До складу пожежного щита входять:

багор залізний - 1 шт.; відро - 2 шт.; лом - 1 шт.; лопата-1 шт.; вогнегасник (ВВК-8)-2 шт.;сокира-1 шт.;ящик з піском 0,5 м3.

Для успішної евакуації персоналу при пожежі розміри дверей робочого приміщення повинні бути: ширина дверей не менше 1,5 м, висота дверей не менше 2 м, ширина коридору 1,8 м. Робоче приміщення повинно мати два виходи, відстань від найбільш віддаленого робочого місця не повинна перевищувати 100 м.

Відповідно до інструкції РД 34.21.122 – 87[15], блискавкозахисту підлягають зовнішні технологічні установки, а також будинки і спорудження, які віднесені до категорії І, зони захисту типу А. Будинки станції захищені від прямих ударів блискавки окремо розташованим блискавковідводом висотою 200 м. Блискавковідвід складається з опори димаря, блискавкоприймача, металевої стрічки, струмовідводу і заземлювача.

6.6 Охорона навколишнього середовища

Охорона навколишнього середовища - комплекс заходів щодо охорони, раціональному використанню і відновленню живої і неживої природи. У наш час заходи щодо захисту навколишнього середовища мають широке місце в економічних і соціальних відносинах країни [16]. В Україні розроблені тимчасові норми вмісту шкідливих речовин в димових газах [17]. ГДК забруднюючих речовин, що викидаються ТЕЦ у повітря відображені в таблиці 6.5 [18]:

Таблиця 6.5- ГДК забруднюючих речовин в атмосфері.

Речовина	ГДК, мг/м3
	Максимально разова	Середньодобова
Оксид азоту N02	0,085	0,085
Оксид вуглецю СО	3,00	1,00
Пил вугiльний	1,00

Джерелами забруднення ґрунту і водяного басейну є виробничі стоки і шкідливі викиди продуктів згоряння. До числа стічних вод, що викидаються електростанцією, відносяться:

- води, що містять нафтопродукти у виді масла і мазуту,

- води після обмивки поверхонь нагріву котлоагрегатів,

- скидні води після установок хімічного очищення води,

- скидні води після консервації і хімічних промивань теплосилового обладнання.

Усі стічні води підприємства піддаються очищенню від шкідливих речовин перед скиданням у водойму. Для виконання цих вимог застосовуються механічні, хімічні, а також комбіновані методи очищення. У складі очисних споруджень передбачаються відстійники, гідроциклони, біологічні фільтри, спорудження для насичення очищених вод киснем і інші спорудження. Також з метою зменшення шкідливих викидів застосовують очистку димових газів, конструктивні, технологічні й інші рішення. Наприклад, для зниження викидів оксиду азоту використовуються такі режимно-технологічні методи: зменшення коефіцієнту надлишку повітря, рециркуляція димових газів у топку, ступеневе спалювання, впорск вологи в топку, впровадження більшої кількості пальників меншої потужності, використання спеціальних пальників з малою емісією оксидів азоту. Для зниження викидів сірки здійснюються: очистка палива від сірчаних сполук до його спалювання, газифікація палива, спалювання палива в кип’ячому шарі, а також очистка димових газів від оксидів сірки вапняним, вапняковим, магнезитовим, аміачно-циклічним, содово-циклічним і другими засобами.

Для зменшення викидів пилу і золи в довкілля використовуються пило- і золоочисні установки: електрофільтри, рукавні фільтри, скрубери, труби Вентурі та ін. Зола і шлаки можуть використовуватись для виробництва будівельних матеріалів, шляхового покриття, цементу.

7. Економічна оцінка та обгрунтування

Згідно з законом України "про інвестиційну діяльність " інвестиції розглядаються як вкладення в об’єкти підприємницької та інших видів діяльності з метою їх подальшого збільшення, отримання соціального ефекту і т.д. Вкладення з метою утворення або модернізації основних фондів (будівель, споруд та обладнання) називаються капітальними вкладеннями. Джерелами приросту та головним мотивом інвестицій є отриманий прибуток (економія).

Загальним критерієм ефективності капіталовкладення є рівень отриманого прибутку на вкладений капітал. Під прибутком розуміється не тільки приріст капіталу, а також темп його приросту, який повністю компенсує зміни покупної спроможності грошей (інфляції). На протязі всього періоду експлуатації (продажі) об’єкту інвестування, повинно забезпечуватися не менш ніж мінімальний рівень прибутку (рентабельності) який компенсує всі ризики інвестора, пов’язані з розробкою проекту, включає процентну ставку по кредитам, виплату дивідендів і т.д.

7.1 Способи оцінки економічної ефективності

Існує два способи оцінки ефективності інвестицій:

- статичний (простий);

- динамічний (методи дисконтування).

До статичних методів відносяться розрахунки звичайного терміну за який окупаються капіталовкладеннями і простої норми прибутку.

Динамічні методи оцінки є більш точними і находять широке використання у світовій практиці . Вони утворені на методах дисконтування і базуються на цілому ряді економічних принципів.

Перший принцип – оцінка відшкодування інвестиційного капіталу за рахунок чистого грошового потоку (прибування), суми чистого доходу, економії собівартості, отримуваної у процесі експлуатації (реалізації) об’єкта, а також суми амортизаційних відчислень.

Другий принцип – обов’язкове дисконтування (приведення к поточній вартості) як інвестиційного капіталу, так і суми грошового потоку.

Третій принцип – вибір диференційної ставки відсотку в процесі дисконтування грошового потоку, ставки дисконтування, а в наслідку доходів (грошового потоку) від капітальних вкладень формується з урахуванням таких факторів, як середня реальна депозитна ставка, ставка середнього відсотку, темпу інфляції (премія за інфляцію), премія за ризик, премія за низьку ліквідність. Більш висока відсоткова ставка, прийнята як ставка дисконтування, повинна бути використана в варіанті з великим ризиком та тривалим терміном реалізації.

Четвертий принцип – варіація значень відсоткової ставки, використаної задля дисконтування в залежності від мети оцінки. У ролі відсоткової ставки для дисконтування можна прийняти середню депозитну або кредитну ставку, ставку позиченого проценту, індивідуальну норму рентабельності капіталовкладень з урахуванням рівня інфляції, рівня ризику та ліквідності інвестицій, альтернативну норму рентабельності по іншим можливим видам інвестицій.

7.2 Вихідні дані

Таблиця 7.1 Вихідні данні розрахунку експлуатаційних затрат.

Найменування показників	Позначення	Одиниці виміру	Значення
Потужність електрообладнання	N	КВт	320
Ціна електроенергії			0,5
Ціна води			10,0
Ціна вугілля марки АШ			220
Фонд праці установки на рік	Т	год	6000
Чисельність обслуговуючого персоналу	n	осіб	10
Відчислення на соціальне страхування	-	%	38,64
Зарплата	З	грн	1000
Паропродуктивність	D		640

7.3 Розрахунок капітальних вкладень (інвестицій)

Капітальні вкладення рахуються по формулі, грн.:

,

Де Ц – ціна установки, яка дорівнює 68000000 грн.;

- затрати на монтаж і будівництво, грн.(15% від ціни установки)

;

.

.

7.4 Розрахунок експлуатаційних затрат

Експлуатаційні затрати на рік рахуються по наступній формулі:

,

де - заробітна плата обслуговуючого персоналу, грн.:

,

де n – чисельність обслуговуючого персоналу, яка дорівнює 8

- заробітна плата персоналу за місяць, приймаємо 1000 грн.;

;

- відчислення на соціальне страхування та пенсійне забезпечення (38,64% від заробітної плати), грн.:

;

;

- затрати на ремонт і технічне обслуговування (0,2 від амортизаційних відчислень), грн.:

,

де А – сума амортизаційних відчислень за рік, грн.;

,

де - норма амортизації (24%)

;

;

- затрати на енергетичні ресурси (електроенергію), грн.:

.

Затрати на покупку електроенергії рахуються за формулою, грн.:

,

де N – потужність електрообладнання, КВт;

=0,8 – коефіцієнт використання потужності;

=0,8 – коефіцієнт використання по часу;

Т – фонд часу праці установки на рік;

- ціна електроенергії, грн./КВт год.

Величина затрат на покупку електроенергії становить:

;

.

Затрати на воду, грн.:

;

.

Затрати на паливо, грн.:

.

Величина експлуатаційних затрат на рік становить, грн.:

.

7.5 Розрахунок показників економічної ефективності

Для оцінки економічної окупності, визначимо різниці між затратами при економії на паливі на 0.5%:

.

Таким чином при ефективності тепловіддачі в поверхнях нагріву і ефективній обмурівці котла зменшуються витрати палива (на 5%) і таким чином отримуємо валовий прибуток.

Валовий прибуток, грн.:

.

Чистий прибуток на кожний рік рахується за формулою, грн.:

де - валовий прибуток;

- податок на прибуток (25%).

.

Величина грошового потоку на рік рахується за кожен рік розрахункового періоду (10 років), грн.:

;

.

Грошовий потік по рокам розрахункового періоду не міняється.

Розрахунок кумулятивного грошового потоку наростаючим підсумком, грн.:

;

,

де К – коефіцієнт дисконтування.

За перший рік:

;

;

;

;

.

За другий рік:

;

;

;

;

.

За третій рік:

;

;

;

;

.

За четвертий рік:

;

;

;

;

За п’ятий рік:

;

;

;

;

.

За шостий рік:

КГП6=16353571+14227042+12363977+10745557+

+9352962+8167376=71210422

За сьомий рік:

КГП7=16353571+14227042+12363977+10745557+

+9352962+8167376+7169977=78380399

За восьмий рік:

КГП8=16353571+14227042+12363977+10745557+

+9352962+8167376+7169977+6341948=84722247

За дев’ятий рік:

КГП9=16353571+14227042+12363977+10745557+9352962+

+8167376+7169977+6341948+5664470=90386717

За десятий рік:

КГП9=16353571+14227042+12363977+10745557+9352962+

+8167376+7169977+6341948+5664470+4798803=95185520

Розрахунок чистого грошового потоку наростаючим підсумком, грн.:

,

де і – інвестиції (К).

За перший рік:

;

За другий рік:

;

.

За третій рік:

;

;

За четвертий рік:

;

;

За п’ятий рік:

;

.

За шостий рік:

За сьомий рік:

За восьмий рік:

За дев’ятий рік:

За десятий рік:

Результати розрахунків зводяться в табл. 7.2.

Таблиця 7.2 – Показники економічної ефективності

Найменування показників	Роки розрахованих періодів
	0		1		2		3		4
1. Чистий прибуток ,грн
2. Величина амортизаційних відчислень на рік А, грн.
3. Грошовий потік на рік , грн
4. Коефіцієнт дисконтування
5. Дисконтний грошовий потік , грн
6.Кумулятивний грошовий потік наростаючим підсумком ,грн
7. Чистий грошовий потік наростаючим підсумком , грн.
	Роки розрахованих періодів
	5	6		7		8		9		10
1. Чистий прибуток ,грн
2. Величина амортизаційних відчислень на рік А, грн
3. Грошовий потік на рік , грн
4. Коефіцієнт дисконтування
5. Дисконтний грошовий потік , грн
6.Кумулятивний грошовий потік наростаючим підсумком ,грн
7. Чистий грошовий потік наростаючим підсумком , грн.

7.6 Показники ефективності

Розрахунок чистого грошового потоку, грн.

;

.

Термін повернення капіталу можна розрахувати приблизно за формулою, рік:

;

,

де - плановий період експлуатації (9 років);

;

.

Дисконтна рентабельність інвестицій () або індекс доходності () рахується по формулі:

;

.

Для графічного визначення в координатах: "затрати - роки" будується графік змін затрат з врахуванням інвестицій, малюнок 7.1

Рисунок 7.1 – Графік змін затрат з урахуванням інвестицій

Висновок

В даному проекті запропонований розрахунок топки котла з паропродуктивністю D=640 т/г для вироблення перегрітої пари тиском МПа і температурою оС.

При цьому визначені характеристики продуктів згорання на виході з топки, коефіцієнт корисної дії (ККД) котла і витрата палива. Також зроблений техніко-економічний розрахунок, в якому визначин термін самоокупності котла і розглянуті питання охорони праці і навколишнього середовища.

В результаті отримані наступні результати:

коефіцієнт корисної дії (ККД) котла %;

витрата палива 5,93 т/г;

температура газів на виході з топки 1132,5оС;

термін самоокупності котла – 7 років.

Спроектована топка відповідає стандартам по техніці безпеки і охороні навколишнього середовища, її можна використовувати для отримання пари в кліматичному поясі України при дотриманні техніки безпеки.

Перелік джерел інформації

Перелік джерел, на які надані посилання у тексті

Кузнецов Н.В. и др. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) – Москва "Энергия", 1973.

Тепловой расчет котлов. Нормативный метод. - Санкт-Петербург, 1998.

Методические указания к выполнению квалификационной работы бакалавра по направлению 6.0905 "Энергетика" (для студентов всех форм обучения) – Харьков, 2004.

Гидравлический расчет котельных агрегатов (нормативный метод) – Москва "Энергия", 1978.

Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды. РД 10-249-98.

Правила устройства и безопасности эксплуатации паровых и водогрейных котлов ДНАОП 0.00.1.08.94.

ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ Опасные и вредные производственные факторы. Классификация. Введен 01.01.75

ГОСТ 12.1.005 – 88 ССБТ Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ Шум. Общие требования безопасности. Введен 01.01.84.

ГОСТ 12.1.004-91 Пожарная безопасность. Общие требования.

Справочник по гигиене труда / Под. Ред. Д.Е.Карпова; Медицина 1979г. ГОСТ 12.1.007-78. ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности. – Введ.01.01.89.

ГОСТ 12.1.012-90. ССБТ. Вибрация общие требования безопасности. Введ.01.01.91г.

СНиП 2.04.05-91 отопление, вентиляция, кондиционирование. Москва "Стройиздат"- 1981.

Снип II-4-79 Естественное и искусственное освещение. Москва "Стройиздат"-1981.

Юдин Е.Я. Охрана труда в машиностроении – Москва: "Машиностроение", 1978.

Сборник правил и руководящих материалов по котлопроизводству. М.: Надра, 1974.

Правила техники безопасности при эксплуатации теплотехнического оборудования электростанций и тепловых сетей. М.: Энергоатомиздат,1984.

ОНТП 24-80 Общесоюзные нормы технологического проектирования. – М.:, 1980.

Березуцький В.В. Основи охорони праці – Харків: "Факт", 2005.

Правила устройства Электроустановок. – М.: "Энергоатомиздат" 1987г.

НАПБ 16.07.005-86 – Визначення категорій будівель і споруд по вибухонебезпеці і пожежонебезпеці. – К. "Будіздат". 1982.

ДБНВ 1.1-7-02. – Захист від пожежі. Пожежна безпека об’єктів будівництва.

Перелік джерел, на які нема посилання у тексті

СТВУЗ – ХПИ – 3.01 – 2003 ССОУП Текстові документи в сфері учбового процесу. Загальні вимоги до виконання.

СТВУЗ – ХПИ – 3.03 – 2002 Конструкторські документи в сфері учбового процесу. Загальні вимоги до виконання.

СТВУЗ – ХПИ – 3.04 – 2002 Формати. Основні вимоги до виконання.

СТВУЗ – ХПИ – 3.05 – 2002 Конструкторські документи. Креслення. Вимоги до виконання.

СТВУЗ – ХПИ – 3.06 – 2002 Конструкторські документи. Специфікація. Вимоги до виконання.