Реконструкция производственно-отопительной котельной поселка шахты "Кочегарка"

Характеристика производственно-отопительной котельной, определение количества потребителей теплоты. Расчет тепловой схемы, выбор оборудования. Монтаж секционных водонагревателей. Автоматическое регулирование и теплотехнический контроль котлоагрегата.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 06.08.2010
Размер файла 157,4 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

13.

Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя

I''вп

Qбвп/('+/2)+I0вх

КДж/кг

828,7/(1,25+0,08/2)+227,3=869,7

14.

Температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя

Полученная температура горячего воздуха t=115оС, отличается от выбранной t=120оС на 5оС, что находится в норме

t''вп

по I - таблице

оС

115

15.

Средняя температура газов

ср

0,5*('+'')

оС

0,5*(400+270)=335

16.

Средняя температура воздуха

tср

0,5*(t'+t'')

оС

0,5*(115+30)=72,5

17.

Средняя скорость воздуха

в

68

м/с

8

18.

Средняя скорость газов

г

1216

м/с

12

19.

Большая разность температур

tб

'-t''

оС

400-115=285

20.

Меньшая разность температур

tм

''-t'

оС

270-30=240

21.

Средний температурный напор

t

(tб-tм)/Ln(tб/tм)

оС

(285-240)/Ln(285/240)=262

22.

Секундный расход газа

V'г

Вр*Vг*(ср+273)/273

м3

0,836*9,832*(335-273)/273=18,3

23.

Секундный расход воздуха

V'в

Вр*Vв*('ср+273)/273

м3

0,836*8,162*(725-273)/273=8,63

24.

Коэффициент теплоотдачи с воздушной стороны

к

рис. 6-5 [4]

Вт/

2*оС)

72*0,9*0,88*1,02=62,7

25.

Коэффициент теплоотдачи от газов с стенке

л

рис. 6-7 [4]

Вт/

2*оС)

35*1,03*1,02=36,8

26.

Коэффициент использования воздухоподогревателя

табл. 6-3

0,7

27.

Коэффициент теплопередачи

К

*(к*л)/ (к-л)

Вт/

2*оС)

0,7*(62,7*36,8)/(62,7-36,8)=16,2

28.

Тепловосприятие по уравнению теплообмена

Qтвп

К*Н*t/(Вр*103)

КДж/кг

16,2*262*166/(0,836*103)=842,7

29.

Расхождение

Q

%

100*(842,7-828,7)/842=1,6% 2%

Расчет водяного экономайзера

1.

Температура газов перед экономайзером

'эк

из расчета воздухоподогревателя

оС

270

2.

Энтальпия газов перед экономайзером

I'эк

из расчета воздухоподогревателя

КДж/кг

2538

3.

Температура газов за экономайзером

''эк

принимаем

оС

135

4.

Энтальпия газов за экономайзером

I''эк

диаграмма

КДж/кг

1320

5.

Тепловосприятие экономайзера

Qбэк

(I'-I''+*I*L)

КДж/кг

0,96*(2538-1320+0,1*277,4)=1241

6.

Температура питательной воды

tпв

по заданию

оС

104

7.

Энтальпия питательной воды

Iпв

по заданию

КДж/кг

439,2

8.

Энтальпия воды за экономайзером

Iэк

Iпв+Qбэкр/D

КДж/кг

439,2+1241*0,876/6,94=568,5

9.

Тип экономайзера

прил. V1 [4]

ЭП-646

10.

Температура воды за экономайзером

t''в

табл. V1-6 [4]

оС

136

11.

Большая разность температур

tб

'-t''в

оС

270-135=134

12.

Меньшая разность температур

tм

''-tпв

оС

135-100=35

13.

Средний температурный напор

t

(tб-tм)/Ln(tб/tм)

оС

(134-35)/Ln(134/35)=62,8

14.

Средняя температура газов

ср

0,5*('+'')

оС

0,5*(270+135)=202,5

15.

Длина труы

L

табл. 1V-2 [4]

м

2

16.

Средняя скорость газов

принимается 612

м/с

11

17.

Секундный расход газов

Vсек

Вр*Vг*(ср+273)/273

м3

0,836*10,011*(202+273)/273=14,24

18.

Живое сечение всего экономайзера

Vсек/эк

м2

14,24/8=1,78

19.

Коэффициент теплопередачи

k

рис. 6-4 [4]

Вт/

2*оС)

25,8

20.

Типовая поверхность нагрева экономайзера

Нэк

табл.1У-2 [4]

М2

646

21.

Расчетная поверхность нагрева экономайзера

Нэк

Q*Вр*103/(К*t)

м2

1241*0,816*103/(62,8*25,8)=640

22.

Тепловосприятие ступени по уравнению теплообмена

Qт

К*Н*t/(Вр*10-3)

КДж/кг

25,8*646*62,8/(0,836*103)=1252

23.

Расхождение

%

(1252-1241)/1252*100=0,0882%

Таблица 1.12 - Сводная таблица теплового расчета котлоагрегата КЕ-25-14с

Наименование

Обозначение

Ед. изм.

Расчетное значение

1

2

3

4

5

Тепловой баланс

1.

Распологаемая теплота топлива

Qрр

КДж/Кг

22040

2.

Температура уходящих газов

ух

oC

135

3.

Потеря теплоты с уходящими газами

q2

%

6,25

4.

К.П.Д.

%

83,96

5.

Расход топлива

Bр

Кг/с

0,836

Топка

1.

Температура воздуха

tв

oC

120

2.

Теплота, вносимая воздухом

Qв

КДж/Кг

346,6

3.

Полезное тепловыделение

Qт

КДж/Кг

22126,4

4.

Температура газов на выходе

т

oC

1050

5.

Энтальпия газов на выходе

Iт

КДж/Кг

10458,7

6.

Тепловосприятие

Qт

КДж/Кг

11202,9

Конвективный пучок

1.

Температура газов:

на входе

на выходе

'

''

oC

oC

1050

400

2.

Энтальпия газов:

на входе

на выходе

I'

I''

КДж/Кг

КДж/Кг

104587

3747

3.

Тепловосприятие поверхности нагрева

Qбкп

КДж/Кг

7663,1

Воздухоподогреватель

1.

Температура газов:

на входе

на выходе

'

''

oC

oC

400

270

2.

Энтальпия газов:

на входе

на выходе

I'

I''

КДж/Кг

КДж/Кг

3747

2538

3.

Температура воздуха:

на входе

на выходе

t'в

t''в

oC

oC

30

115

4.

Энтальпия воздуха:

на входе

на выходе

КДж/Кг

КДж/Кг

227,2

869,7

5.

Тепловосприятие поверхности нагрева

Qбвп

КДж/Кг

828,7

Экономайзер

1.

Температура газов:

на входе

на выходе

'

''

oC

oC

270

135

2.

Энтальпия газов:

на входе

на выходе

I'

I''

КДж/Кг

КДж/Кг

2538

1320

3.

Тепловосприятие поверхности нагрева

Qбэк

КДж/Кг

1241

Расчетная невязка теплового баланса парогенератора, КДЖ/кг

Q=Qрр*-(Qтл+Qкп+Qэк)*(1-Q4/100)

Q = 22040*0,8396-(11202,9+7663,1+1241)*(1-5/100)=59,7

Q/Qрр = 59,7/22040*100 = 0,27% 0,5%

1.8 АЭРОДИНАМИЧЁСКИЙ РАСЧЕТ ТЯГОДУТЬЕВОГО ТРАКТА

В условиях проектируемого объекта каждый котлоагрегат должен иметь свой дутьевой вентилятор и дымосос. Основными параметрами тягодутьевых машин являются их производительность и создаваемый напор. Дымососы и вентиляторы поставляются комплектно к котлоагрегату. Нам необходимо произвести аэродинамический расчет тягодутьевого тракта и определиться: достаточно ли будет рабочих давлений вентилятора и дымососа для преодоления аэродинамических сопротивлении тракта.

В этом расчете определяются также сечения воздуховодов и газоходов.

1.8.1 АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ДУТЬЕВОГО ТРАКТА

1. Действительное количество воздуха, необходимое для полного сгорания топлива, м3/с.

Vв =Voр*т*(tв+273)/273=5,83*0,836*1,35*(115+273)/273=9,35

где Вр - расчетный расход топлива, Вр=0,836 кг/с - из теплового расчета;

Vo - теоретический расход воздуха для сгорания 1кг топлива, Vo=5,83 м3/кг - из теплового расчета;

т - коэффициент избытка воздуха в топке, т=1,35

2. Скорость воздуха по тракту, м/с

=10 (принимаем)

3. Сечение главного тракта, м2

F=Vв/в=9,35/10 = 0,935 ахв=0,95*0,95

4. Сечение рукавов к дутьевым зонам, м2

f `=f /4 =0,935/4=0,234 ахв=0,4*0,6

5. Плотность воздуха при данной температуре, кг/м3

в=ов*273/(273+115)=1,293*273/(273+115)=0,91

6. Сумма коэффициент местных сопротивлений по тракту воздуха: патрубок забора воздуха =0,2; плавный поворот на 90°(5 шт.) =0,25*5=1,25; резкий поворот на 90° =l,l; поворот через короб f =2, направляющий аппарат =0,1; диффузор =0,1; тройник на проход - 3 шт. =0,35*3=1,05, =5,8

7. Потеря давления на местные сопротивления, Па

hме=*/2* = 5,8*102/2*0,91=263,9

8. Сопротивление воздухоподогревателя, Па

hвп=400

9. Аэродинамическое сопротивление топочного оборудования, Па

hто=500

10. Полное аэродинамическое сопротивление воздушного тракта, Па

hв=hме+hвп+hто=263,9+400+500=1163,9

11. Производительность вентилятора, м3/с (м3/ч)

Qв=1,1*Vв=1,1*9,35=10,285 (37026) кг/с (м3/ч)

12. Полный напор вентилятора, Па

Нв=1,2*hв=1,2*1163,9=1396,68

Тип и маркировка вентилятора выбирается из табл. 1.4.1 [3]. Принимаем дутьевой вентилятор ВДН-12,5 с характеристиками: производительность 39,10 тыс. м3/ч; полное давление 5,32 кПа, максимальный К.П.Д. 83%, мощность электродвигателя А02-92-4 N=100 кВт.

1.8.2 АЭРОДИНАМИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ТРАКТА ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ

1. Действительное количество продуктов сгорания, м3

Vr=Vпр=l0,0ll*0,836=8,37

где Vп - суммарный объем продуктов сгорания 1кг топлива = 10,011 м3/кг (табл. 1.7)

2. Температура продуктов сгорания за экономайзером, oC

ух=135 oC (табл. 1.10)

3. Объем продуктов сгорания перед дымососом, м3

Vдг= Vг *(273+ух)/273=8,37*(273+135)/273=12,51

4. Плотность пропуктов сгорания при соответствующих температурах, кг/м3

=273/(273+i)

- перед дымососом

д=1,34*273/(273+132)=0,897

- перед дымовой трубой

дт=1,34*273/(273+132)=0,903

5. Средняя скорость продуктов сгорания по тракту, м/с

= 10 (принимается)

6. Сечение газоходов, м2

F=12,51/10=1,25 ахв=1,1*1,1

7. Сумма коэффициентов местных сопротивлений:

- плавный поворот на 90°(2 шт.)

=7*0,25=1,75;

поворот на 90° через короб =2;

направляющий аппарат =0,1;

диффузор =0,1;

поворот на 135° (3 шт.)

=3*1,5=4,5;

тройник на проход =0,35;

выход в дымовую трубу =1,1

=9.9

8. Потери напора в местных сопротивлениях, Па

hме=*/2*=9,9*102/2*0.9 =445,5

9. Высота дымовой трубы, м

H=80

10. Скорость газов в дымовой трубе, м/с

д=16

11. Внутренний диаметр устья трубы, м

dу=SQRT(12,51*2*4/(3,14*16))=2

12. Диаметр основания трубы, м

dосн=dу+0,02*Hтр=2+0,02*80=3,6

13. Средний диаметр трубы, м

dср=dу+dосн=(2+3,6)/2=2,8

14. Потеря напора на трение в дымовой трубе, Пa

hтр=*H/dср*2/2*=0,02*80/2,80*162/2*0,903=92,47

15. Сопротивление котлоагрегата, Па

hк=1227

16. Самотяга в дымовой трубе, Па

hсам=H*(в-г)*g=80(l,16-0,903)*9,8l=20l,7

Полное аэродинэмическое сопротивление тракта продуктов сгорания, Па

h=hмс+hтр+hк-hсам=445,5+92, 47+1227-201,7=1563,27

18. Расчетная производительность дымососа, м3/с (М3/2)

Qд=1,1*Vгд=1,1*12,51=13,81 (49702)

19. Расчетный напор дымососа, Па

Hд=l,2*h=1,2*1563,27=1876

Тип и маркировка дымососа выбирается по табл. 14.4 [3]. Принимаем к установке дымосос ДН-15 с характеристиками: производительность 50 тыс. м3/ч; полное давление 2,26 кПа; максимальный К.П.Д. 82%; мощность электродвигателя А02-92-6 N= 75 кВт.

2. СПЕЦЧАСТЬ

2.1 РАЗРАБОТКА БЛОЧНОЙ СИСТЕМЫ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ

В связи с реконструкцией котельной, которая заключается в переводе паровых котлоагрегатов КЕ-25 с производственного назначения на отопительно-производственное назначение, водогрейные котлы ТВГ-3 консервируются, а для получения тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение административно-бытовых зданий шахтоуправления и жилых домов поселка шахты “Кочегарка” в специальной части дипломного проекта разрабатывается блочная система подогревателей сетевой воды на отопление и подогревателей горячего водоснабжения, состоящая из пароводяных и водоводяных теплообменников.

Надежность работы поверхностей нагрева котельных агрегатов и систем теплоснабжения зависит от качества питательной и подпиточной воды.

Основной задачей подготовки воды в котельных является борьба с коррозией и накипью. Коррозия поверхностей нагрева котлов подогревателей и трубопроводов тепловых сетей вызывается кислородом и углекислотой, которые проникают в систему вместе с питательной и подпиточной водой.

Качество питательной воды для паровых водотрубных котлов с рабочим давлением 1,4 МПа в соответствии с нормативными документами должно быть следующим:

- общая жесткость 0,02 мг.экв/л,

- растворенный кислород 0,03 мг/л,

- свободная углекислота - отсутствие.

При выборе схем обработки воды и при эксплуатации паровых котлов качество котловой (продувочной) воды нормируют по общему солесодержанию (сухому остатку): величина его обуславливается конструкцией сепарационных устройств, которыми оборудован котел, и устанавливается заводом изготовителем. Солесодержание котловой воды для котлов КЕ-25-14с не должно превышать 3000 мг/л.

2.2 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ВОДОСНАБЖЕНИЯ

Источником водоснабжения котельной служит канал Северский Донец-Донбасс. Вода поступает в котельную с t=5°С в зимний период.

Исходная вода имеет следующий состав, который представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Анализ исходной воды

Наименование

Обозначение

Единица измерения

мг.экв/л

мг/л

1.

Сухой остаток

Cв

-

1017

2.

Жесткость общая

Жо

8,6

-

3.

Жесткость карбонатная

Жк

4,0

-

4.

5.

6.

Катионы: кальций

магний

натрий

Ca2+

Mg2+

Na+

4,8

3,8

1,16

96,2

46,2

32,6

7.

Сумма катионов

Кат

9,76

175

8.

9.

10.

Анионы: хлориды

сульфаты

бикарбонаты

Cl

SO42-

HCO3-

-

-

-

124

390

-

11.

Сумма анионов

АН

-

-

12.

Pн=7,5

2.3 ВЫБОР СХЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ВОДЫ

Выбор схемы обработки воды для паровых котлов проводится по трем основным показателям:

- величине продувки котлов;

- относительной щелочности котловой воды;

- по содержанию углекислоты в паре.

Сначала проверяется, допустима ли наиболее простая схема обработки воды натрий катионирования по этим показателям.

Продувка котлов по сухому остатку, % определяется по формуле

Рп=(Схк*100)/(Ск.в*x*Пк)=1072*0,123/(3000-1072*0,123)*100=4,6%

где Сx - сухой остаток химически очищенной воды, мг/л,

Cxв+2,96Н-10,84Н=1017+2,96*4,8+10,84*3,8=1072 мг/л

Пк - суммарные потери пара; в долях паропроизводительности котельной

Ск.в - сухой остаток котловой воды, принимается по данным завода изготовителя котлов

Относительная щелочность котловой воды равна относительной щелочности химически обработанной воды, %, определяется по формуле

Щ'=40*Жк*100=40*4*100/1072=14,9% < 20%

где 40 - эквивалент Щ мг/л

Щi- щелочность химически обработанной воды, мг.экв/л, принимается для метода Na-катионирования, равной щелочности исходной воды (карбонатной жесткости).

Количество углекислоты в паре определяется по формуле:

Суг=22*Жк*0*('-")=22*4,0*0,19(0,4+0,7)=18,39 мг/л

18,39мг/л < 20мг/л

где 0 - доля химически очищенной води в питательной;

' - доля разложения НСO3 в котле, при давлении 14 кгс/см2 (1,4 МПа) принимается равной 0,7

'' - доля разложения НСO3 в котле, принимается равной 0,4

Производительность цеха водоподготовки принимаем из табл. 1.5 п.44 - количество сырой воды, поступающей на химводоочистку.

Следовательно принимаем схему обработки воды путем натрий-катионирования.

Gцр=Gс.в.=3,24кг/с=11,66 м3

2.4 РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ

Расчет оборудования необходимо начинать с хвостовой части т.е. с натрий-катионитных фильтров второй ступени, т.к. оборудование должно обеспечить дополнительное количество воды, идущей на собственные нужды водоподготовки.

2.4.1 НАТРИЙ-КАТИОНИТНЫЕ ФИЛЬТРЫ ВТОРОЙ СТУПЕНИ

Для сокращения количества устанавливаемого оборудования и его унификации принимают однотипные конструкции фильтров для первой и второй ступени. Для второй ступени устанавливаем дла фильтра: второй фильтр используется для второй ступени в период регенерации и одновременно является резервным для фильтров первой ступени катионирования.

Принимаем к установке фильтр ФИПА 1-1, 0-6, Ду = 1000мм, Н=2м.

Количество солей жесткости подллежащих удалению определяется по формуле:

Ап=24*0,1*Gцр=24*0,1*11,66=27,98 г.экв/сутки,

где 0,1 - жесткость фильтрата после фильтров первой ступени катионирования, мг.экв/л

Gцр - производительность натрий-катионитового фильтра, м3

Число регенерации фильтра в сутки:

n=A/*h*E*nф=27,98/0,76*2*424*1=0,04 рег/сут.

где h - высота слоя катионита, м

- площадь фильтрования натрий-катионитного фильтра,

=0,76м2, табл.5 [3]

n - число работающий фильтров

E - рабочая обменная способность катионита,г.экв/м^

E=**Eп-0,5*g*0,1=0,94*0,82*550-0,5*7*0,1=424 г.экв/м3

где - коэффициент эффективности регенерации принимается по табл. 5-5 [5] =0,94

- коэффициент, учитывающий снижении обменной способности катионита по Са+ и Mg+ за счет частичного задержания катионов, принимается по табл. 5-6 [5] =0,82

Eп - полная обменная способность катионкта, г.экв/м3, принимается по заводским данным

g - удельный расход воды на отмывку катионита м33, принимается по табл. 5-4 [5] g=7

0,5 - доля умягчения отмывочной воды

Межрегенерационный период работы фильтра

t =1*24/0,04-2 = 598ч

2 - время регенерации фильтра, принимаем по табл. 5-4 [5]

Скорость фильтрования

ф=11,66/(0,76*1)=15,34м/ч

Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П ступени:

QNaCl=424*0,76*2*350/1000=225,57 кг/рег

где g - удельный расход соли на регенерацию фильтров, 350 г.экв/м3 по табл. 5-4 [5]

Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию составит:

Qн.р=QNaCl*100/(1000*1,2*26)=225*57*100/(1000*1,2*26)=0,72м3

где 1,2 - удельный вес насыщенного раствора соли при t =20°С

26 - 26%-ное содержание соли NaCl в насыщенном растворе при t =20°С

Расход технической соли в сутки

Qтехн= QNaCl*100/93=225*57*0,04*100*1/93=9,7 кг/сут

где 93 - содержание NaCl в технической соли, %

Расход технической соли на регенерацию фильтров в месяц

Qм=Qт*30=9,7*30=291 кг

Расход воды на регенерацию натрий-катионитного фильтра слагается из:

а) расхода воды на взрыхляющую промывку фильтра

Вв=b*z/100=30*76*60*15/1000=2,05м3

где b - интенсивность взрыхляющей промывки фильтров л/м2, принимается по табл. 5-4 [5], b=30 л/м2

z - продолжительность взрыхляющей промывки, мин., принимается по табл. 5-4 [5], z=15

б) расхода воды на приготовление регенерационного раствора соли

Врег=QNaCl*100/(1000*g*)=225,57*100/(1000*7*1,04)=3,1м3

где 100 - концентрация регенерационного раствора, принимается по табл. 5-4 [5]

- плотность регенерационного раствора, принимается по табл. 15.6 [5], =1,04 кг/м3

в) расхода воды на отмывку катионита от продуктов регенерации:

Вотм=q**tрег=7*0,76*2=10,64 м3

где q - удельный расход воды на отмывку катионита, принимается 7 м33 по табл. 5-4 [5]

Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П-ой ступени с учетом использования отмывочных вод для взрыхления:

Врег=2,05+3,1+(10,64-2,05)=13,74м3/рег

Расход воды в сутки в среднем составит:

Всут=13,74*0,04 = 0,55м3/сут

2.4.2 НАТРИЙ-КАТИОНИТНЫЕ ФИЛЬТРЫ 1 СТУПЕНИ

Принимаются к установки как и для второй ступени два фильтра = 1000мм, Н=2м.

Количество солей жесткости подлежащих удалению определяется по формуле:

A1=24*(К0-0,l)=24х(8,6-0,1)х11,66=2378,64 г.экв/л

где Ж- общая жесткость воды, поступающая в натрий-катионитные фильтры

0,1 - остаточная жесткость после первой ступени катионирования.

Рабочая обменная способность сульфоугля при натрий-катионировании.

Е=0,74*0,82*550-0,5*7*8,6=304 г.экв/м3

Число регенерации натрий-катионитных фильтров первой ступени:

n=2378,64/(0,76*2*304*2)=2,57 рег/сут

Межрегенерационный период работы каждого фильтра

Т1=24*2/2,57-2=16,67

Нормальная скорость фильтрации при работе всех фильтров:

ф=11,66/(0,76*2)=7,67

Максимальная скорость фильтрации (при регенерации одного из фильтров)

ф=11,66/(0,76*(2-1))=15,34 м/ч

Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра первой ступени

QNaCl=304*0,76*2*150/1000=69,31 кг/рег

Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию

Q=69,31*100/(1000*1,2*26)=0,22 м3

Расход технической соли в сутки

Qс=69,31*257*100*2/93=383,07 кг/сут

Расход технической соли на регенерацию натрий-катионитных фильтров первой ступени в месяц

Qм=30*383,07=11492 кг/мес.

Расход воды на взрыхляющую промывку фильтра

Впр=3*0,76*60*12/1000=2,05 м3

Расход воды на приготовление регенерационного раствора соли

Врег=69,21*100/(1000*7*1,04)=0,95 м3

Расход воды на отмывку катионита

Вотм=7*0,76*2=10,64 м3

Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра 1 ступени с учетом использования отмывочных вод для взрыхления

В=2,05+0,95+(10,64-2,05)=11,59 м3/рег

Расход воды на регенерацию натрий-катионитных фильтров 1 ступени в сутки

Всут=11,59*2,57*2=59,57 м3/сут

Среднечасовой расход воды на собственные нужды натрий-катионитных фильтров первой и второй ступени:

в=59,57*0,55/24=2,51 м3

2.5 РАСЧЕТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ

2.5.1 ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Исходные данные:

1. Температура греющей воды (конденсата) на входе в подогреватель (табл. 1.4. п.34) - Т1=165оС

2. Температура греющей воды (конденсата) на выходе из подогревателя (табл. 1.4 п.3З) - Т2=80оС

3. Температура нагреваемой воды на входе в подогреватель (табл. 1.4 п.5) - t2=70оС

4. Температура нагреваемой воды на выходе из подогревателя (табл.5 п.59) - t1=82,34оС

5. Расчетный расход сетевой воды ( табл. 1.5п .6) - G=51,37кг/с

Принимаем к установке два водоводяных подогревателя.

Так как в работе будут находиться две установки, то расход нагреваемой воды через одну установку составит:

G1=G/2=51,37/2=25,68 кг/с

Расход греющей воды определяем из уравнения теплового баланса подогревателя:

G1*(t1-t2)*C=G2*(T1-T2)*C*

где - коэффициент,учитывающий снижение тепловой мощности за счет потерь в окружающую среду, принимаем =0,96

G2=(25,68*(82,34-70))/((165-80)*0,96)=3,88 кг/с

Средняя температура греющей воды

Тср=(165+80)/2=122,5оС

7. Эквивалентный диаметр межтрубного пространства

dэ=(D2-z*d2н)/(D-z*dн)=(0,2592-109*0,0162)/(0,259-109*0,016)=0,019559м

6. Скорость воды в трубках

тр=G1/(тр*)=25,68/(0,01679*1000)=1,53 м/с

9. Скорость воды в межтрубном пространстве

мтр=G2/(мтр*1000)=3,88/(0,03077*1000)=0,126 м/с

10. Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам трубок

1=1,163*А1*0,8мтр/d0,2э=1,163*2567,99*1,530,8/0,0195590,2=1495,7 Вт/м2к

где А1 - температурный множитель, определяемый по формуле

A1=1400+18*Тср-0,035*Т2ср=1400+10*122,5-0,035*122,52=3079,8

11. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде

2=1,163*А2*0,8тр/d0,2э=1,163*2567,99*1,530,8/0,0140,2=9815,03 Вт/м2к

где A2=1400+18*tср-0,035t2ср=1400+l8*76,17-0,035*76,172=2567,99

12. Коэффициент теплопередачи

К0=1/(1/1+б/+1/2)=1/(1/1495,7+0,001/105+1/9815,03)=1283 Вт/м2к

где б - толщина стенок латунных трубок

- коэффициент теплопроводности латуни

=105 Вт/мк при t =122оС

Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:

К=К0*m=1283*0,75=962,25 Вт/м2к

где m - поправочный коэффициент на загрязнение и неполное омывание поверхности нагрева =0,75

13. Поверхность нагрева подогревателя

Н=G1*C*(t1-t2)/(K*t)=25,68*4190*(82,34-70)*0,85/(962,25*34,44)=34,06 м2

14. Количество секций подогревателя

Z=H/Fi=34,06/20,3=1,7

где Fi - поверхность нагрева одной секции водоподогревателя

Принимаем 2 секции

2.5.2 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Потери напора воды в трубах

1. Внутренний диаметр трубок dвн=0,014 м

2. Длина одного хода подогревателя: L=4 м

3. Коэффициент трения / при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002 м принимаем равным 0,04

4. Коэффициенты местных сопротивлений для одной секции:

вход в трубки - 1

выход из трубок - 1

поворот в колене - 1,7

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

=3,7

5. Потери напора воды в трубках для двух секций водоводяного подогревателя при длине хода 4м

h=(*Z/dвн+)*2тр*/2=(0,04*4/0,014+3,7)*1,532*1000/2*2=354 МПа

где - плотность воды, принимаем равной 1000 м/м3

Z- количество секций подогревателя, соединенных последовательно

- коэффициент трения

Потери напора в межтрубном пространстве

1. Эквивалентный диаметр живого сечения межтрубного пространства

dмтрэ=0,019559м

2. Коэффициент трения при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002м и принимаем равным 0,04

3. Коэффициент местного сопротивления подогревателя по межтрубному пространству определяем по формуле:

=13,5*мтр/п=0,03077/0,03765*13,5=11,03

где п - площадь сечения подходящего патрубка

Средняя температура нагреваемой воды

tср=(t1*t2)/2=(70+82,34)/2=76,17оС

Среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагреваемой водой

t=(tб-tм)/ln(tб-tм)=(82,66-10)/ln(82,66/10)=34,44оС

где tб - большая разность температур = 165-82,34 = 82,66 °С

tм - меньшая разность температур = 80-70=10 °С

Для сетевой установки типа БПСВ-14 к дальнейшему расчету выписываем конструктивные данные водоводяного подогревателя 140СТ 34-588-68 3

а) внутренний диаметр корпуса Двн = 259 мм

б) наружный и внутренний диаметр трубок

dн=16мм, dвн=14мм

в) число трубок в живом сечении подогревателя

Z=109

г) площадь живого сечения трубок

тр=0,01679м2

д) площадь сечения межтрубного пространства

мтр=0,03077м2

е) поверхность нагрева одной секции

Fi=20,3м2

п=0,03765м2

мтр - площадь живого сечения межтрубного пространства принимаем

м =0,03077м2 3

4. Потери напора воды в межтрубном пространстве двух секций водоводяного подогревателя

hмтр=(0,04*4/0,019559+11,03)*(0,1262*1000)/2*2=305 Па

где L - длина одного хода подогревателя, L=4м

мтр - скорость воды в межтрубном пространстве, мтр=0,126м/с (из теплового расчета водоводяного подогревателя)

=1000 - плотность воды в кг/м3

2.5.3 ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Исходные данные:

- Температура греющего пара при давлении 0,7 МПа

(табл. 1.4 р.15) Т1=165°С

- Температура нагреваемой воды на входе в подогреватель

t2=82,34°С (табл. 1.5 п.59)

- Температуру нагреваемой воды на выходе из подогревателя

t1=150°С (табл. 1.4 п.3)

1. Количество теплоты расходуемое в подогревателе

Q=25,68*4190*(150-82,34)*10-6=7,28 МВт

2. В сетевой установке БЛСВ-14 в качестве пароводяного подогревателя принят подогреватель 050СT 34-577-69. Из табл. 3 выписываем его техническую характеристику:

а) поверхность нагрева Н =53,9м2

б) наружный диаметр Дн = 630мм

в) длина трубок L =3м

г) внутренний диаметр корпуса D =616мм

д) число трубок Z=392 шт.

е) диаметр латунных трубок 16мм

ж) приведенное количество трубок в вертикальном ряду Zпр=17,8 шт.

з) площадь живого сечения межтрубного пространства мтр=0,219м2

и) площадь живого сечения одного хода трубок тр=0,0151м2

Скорость воды в трубках:

тр=25,68/(0,0151*1000)=1,7 м/с

4. Средняя температура нагреваемой воды

tср=(150+82,34)/2=116,2 оС

5. Среднелогарифмическая разность температур между паром и водой:

t=(82,66-15)/(82,66/15)=39,64 оС

где tб - большая разность температур, tб=165-82,34=82,66 оС

tм - меньшая разность температур, tм=165-150=15 оС

6. Средняя температура стенок трубок

tстср=(Tср+ tср)/2=(165+116,2)/2=140,6 оС

7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок

12*1,163/(Zпр*dн*(T-tстср))=4*8352,6*1,163/(17,8*0,016*(165-140,6))=5983 Вт/м2к

где А2 - температурный множитель, определяемый по формуле

А2=4320+47,54*Т-0,14*Т2=4320+47,54*165-0,14*1652=8352,6

8. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок кводе:

21*1,163*0,8тр/d0,2вн=3019*1,163*1,70,8/0,0140,2=12602 Вт/м2к

где A1 - температурный множитель, определяемый по формуле

A1 = 1400+18*tср-0,035*t2ср=1400+18*116,2-0,035*116,22=3019

9. Коэффициент теплопередачи

К0=1/(1/1+0,001/+1/2)=1/(1/5983+0,001/105+1/12602)=3914 Вт/м2к

Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:

К=3914*0,75 = 2935,5 Вт/м2к

где 0,75- поправочный коэффициент на загрязнение и неполное смывание поверхности нагрева, m = 0,75

10. Поверхность нагрева пароводяного подогревателя

H=7,28*106/(2935,5*39,64)=62,56 м2

11. Количество подогревателей

Z=60,4/53,9=1,16

Принимаем 2 рабочих

2.5.4 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Потери напора в трубках пароводяного подогревателя определяются по формуле:

h=hтр+hмс=(*L/dэ*Z+)*тр*/2=(0,04*3/0,014*4+13,5)*1,72*1000/2=69050 Па

где hтр - потери напора на трение

hмс - потери напора на местные сопротивления

- коэффициент трения, принимаемый при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости = 0,0002 м равным 0,04

-плотность воды, 1000 кг/м3

L - длина одного хода пароводяного подогревателя, принимаем 3 м

Z - количество ходов подогревателя, в данном дипломном проекте рассчитывается четырехходовой пароводяной подогреватель

- сумма коэффициентов местных сопротивлений.

Коэффициент местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя:

вход в камеру - 1,5

вход из камеры в трубки 1х4 - 4

выход из трубок в камеру 1х4 - 4

поворот на 180o в камере - 2,5

выход из камеры - 1,5

Сумма коэффициентов местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя марки 050СТ 34-577-68 будет составлять =13,5

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В технико-экономическом разделе дипломного проекта производится сравнение использованных двух видов топлива на реконструируемой котельной: Основного - угля ГР и перспективного - газа от дегазации газовых выбросов шахт, а также определяется сметная стоимость строительных и монтажных работ. Технико-экономические расчеты производятся в гривнах с использованием переводных индексов стоимости строительно-монтажных работ в цены 1993 г., коэффициентов рыночных отношений, а также индекса удорожания цен 1997 г. к ценам 1995 г.

Тогда общий переводный индекс для строительно-монтажных работ:

80,6*1013*1,8562*10-5=1,516

и для оборудования

48,2*3452*1,8562*10-5=3,03

3.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1. Годовая выработка тепловой энергии, ГДж

Qвырг=Qгтп+Qсн (3.1)

где Qгтп - годовая отпущенная тепловая энергия,

Qсн - годовой расход тепловой энергии на обственные нужды котельной, Qсн = 15*Qот

Qгтп=Qопов*nоп*3,6+Qзгв*nоп*3,6+Qлгв*(8400-nоп)*3,6+Qлтех*(8400-nоп)*3,6+Qзтех*nоп*3,6 (3.2)

где nоп - число часов отопительного периода, nоп=4320( табл. 1.1)

Qзгв - расчетный расход тепловой энергии в зимний период, Qзгв = 1,36 МВт (табл. 1.2)

Qлгв - то же в летний период, Qлгв = 0,963 МВт (табл. 1.3)

Qтех - расход тепловой энергии на технологию в зимний и летний периоды, Qзтех = 11,69 МВт, Qлтех = 1,24 МВт (табл.1.3)

Qопов - расход тепловой энергии за отопительный период на отопление и вентиляцию, МВт

Qопов= Qров*(tвп-tсроп)/(tвп-tро)=15,86*(18+1,6)/(18+24)=7,4

Qгопт - годовая отпущенная тепловая энергия

Qсн - годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной Qсн=0,15*Qот

Тогда:

Qготп=7,4*4320*3,6+1,36*4320*3,6+0,963(8400-4320)*3,6+1,24(8400-4320)*3,6+11,69*4320*3,6 =350396 ГДж/г

Qгвыр=350396+0,15*350396=402955,4 ГДж/г

2. Годовой расход топлива, т/год

Уголь:

Вгптх * Qгвыр / ку * Qрн

где Кпт - коэффициент, учитывающий потери топлива для угля - Кпт =1,07; для газа дегазации Кпт =1,05

ку - к.п.д. брутто котельной, для угля ку =83,96%, для газа ку =0,93

-при сгорании каменного угля

Вкт=1,07*402955,4/0,8396*22040=25298 т/г

-при сгорании газа от дегазации

Вгт=1,05*402955,4*106/0,93*39750=11,44*106 м3/год

3. Стоимость угля по фабрике 101,6 грн за 1т

Стоимость газа дегазации 84,4 грн. за 103 м3

4. Цена за воду 0,560 грн. за 1м3 для шахтных котельных

5. Цена за 1 кВт/ч потребляемой электроэнергии Сд=0,06 грн., а за 1 кВт установленной мощности Сд=0,07 грн.

6. Штатное расписание котельной при работе:

- на угле - 22 человека, в том числе ИТР - 3 чел., рабочих - 17 чел., механизаторы - 2 чел.

- на газе дегазации - 18 чел., в т.ч. ИТР - 3 чел., рабочих - 15 чел., механизатор - 1 чел.

7. Годовые амортизационные отчисления:

-по зданиям и сооружениям - 5,5%

-по оборудованию - 12,5%

8. Месячный фонд заработной платы с премиями и начислениями на одного работающего по котельной. Аср=170 грн.

9. Установленная мощность котлоагрегатов. Qуст=28,91 МВт (табл. 1.3)

10. Годовой расход воды, м3

Свгзсв*nоплсв(8400-nоп)

где Свг зсв - расход воды в зимний и летний периоды (табл. 1.5. п.44), м3

Свг=11,66*4320+4,03(8400-4320)=66813,6 м3

11. Установленная мощность токоприемников, кВа

Nууд*Qуст

где Эуд - удельная установленная мощность электродвигателей, кВт/МВт.

При Qуст = 28,91 МВт по табл. 10.6

для каменного угля Эуд = 12,4 кВт/МВт и

для газа дегазации Эуд = 13,05 кВт/МВт

Тогда установленная мощность токоприемников, кВа

- при сгорании каменного угля

Nуу = 12,4 * 28,91 = 358,5

- при сгорании газа (метана) от дегазации

Nгу = 13,05 * 28,91 = 377,28

12. Расход электроэнергии, кВт/год

Эг=Nуи

Эуг=358,5*0,7*3872=971,678*103 кВт*ч

13. Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке

Т=Qгвых/(Qуст*3,6)=402955,4/(28,91*3,6)=3872

3.2 РАСЧЕТ ДОГОВОРНОЙ СТОИМОСТИ СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ

В табл. 3.1 приведены капитальные затраты производственно-отопительной котельной с двумя паровыми котлоагрегатами КЕ-25 для закрытой системы теплоснабжения. Здание котельной из железобетонных панелей. В табл. 3.1 приведены цены 1984 г.

Таблица 3.1 - Сводка затрат на строительство котельной

Наименование работ и затрат

Затраты, тыс. руб.

Строительные работы

Монтажные работы

Оборудование

Всего

1

2

3

4

5

6

1.

Общестроительные работы по зданию котельной

34,64

-

-

34,64

2.

Работы по котлоагрегатам КЕ-25 (общестроительные, обмуровка, изоляция)

2,734

-

-

2,734

3.

Теплоизоляция оборудования и трубопроводов

1,116

-

-

1,116

4.

Работы по газоходам, воздуховодам, фундаментам

2,468

-

-

2,468

5.

Приобретение и монтаж оборудования котельного цеха

-

14,68

398,48

413,16

6.

Автоматизация котельной

-

1,14

44,56

45,70

7.

Работы по водоподготовительному отделению, в т.ч. склады реагентов

2,46

-

-

2,46

8.

Приобретение и монтаж электрооборудования

-

2,86

48,68

51,54

9.

Монтаж водоподготовительного отделения

-

3,14

67,44

70,58

10.

Работы по топливоподаче

3,122

-

31,14

34,26

11.

Монтаж топливоподачи

-

2,03

67,44

70,58

12.

Работы по дымовой трубе

6,48

-

-

6,48

13.

Внутриплощадочные санитарно-технические сети

1,6

1,12

22,48

25,20

14.

ИТОГО

54,64

24,97

612,78

692,19

15.

Итого, тыс. грн. с учетом переводного коэффициента, учитывающего удорожания и инфляцию: для строительно-монтажных работ 1,516; для оборудования 3,03

82,834

37,809

1856,72

1977,36

На основании данных таблицы 3.1 производим расчет договорной цены. В целях большей наглядности базисная стоимость строительно-монтажных работ в составе договорной цены определена отдельно по каждой составляющей строительной части и монтажной. Расчет договорной цены приведен в таблице 3.2.

Проект котельной предусматривает в дальнейшем перевод работы котельной с каменного угля на газ-метан от дегазации шахтных газов. При этом капитальные затраты увеличатся за счет строительства, монтажа и приобретения оборудования по дегазации: в том числе на строительно-монтажные работы - 36,4 тыс. грн. и на оборудование - 16,2 тыс. грн.

И тогда все строительно-монтажные работы котельной при работе на газе-дегазации составят 157,04 тыс. грн., а стоимость оборудования составит 1872,92 тыс. грн.

Таблица 3.2 - Расчет договорной цены на строительство котельной

Наименование затрат

Обоснование

Стоимость работы, тыс. грн при работе:

на угле

на газе от дегазации

1

2

3

4

5

1.

Базисная сметная стоимость строительно-монтажных работ

табл. 3.1 п.16

120,64

157,04

2.

Затраты и доплаты, вызываемые влиянием рыночных отношений, в том числе:

403,59

2.1

- приобретение материалов, изделий и конструкций по договорным ценам

257% от п.1

310,04

47,74

2.2

- увеличение зарплаты работников строительства

30,4% от п.1

36,67

5,81

2.3

- отчисления в фонд Чернобыля

3,7% от п.1

4,46

1,41

2.4

- отчисления в фонд занятости

0,9% от п.1

1,08

17,59

2.5

- отчисление на соцстрах

11,2% от п.1

13,51

17,59

2.6

- разница в размере амортизационных отчислений стоимости ГСМ, запасных частей, машин и т.д.

11,9% от п.1

14,36

18,69

2.7

- удорожание автотранспортных перевозок

18,6% от п.1

22,44

29,21

2.8

- удорожание железнодорожного транспорта

6,6% от п.1

7,96

10,36

2.9

- удорожание электроэнергии

3,7% от п.1

4,46

5,81

2.10

- удорожание тепловой энергии

1,1% от п.1

1,33

1,73

2.11

- удорожание на перевозки рабочих

6,6% от п.1

7,96

10,36

2.12

- увеличение затрат на вневедомственную охрану

1,4% от п.1

1,96

2,20

2.13

- увеличение затрат на услуги связи

0,3% от п.1

0,36

0,47

2.14

- увеличение средств, связанных с командировочными расходами

0,4% от п.1

0,48

0,63

3.

Итого затраты и доплаты

сумма п.п.1,2

547,44

712,64

4.

Отчисления средств на выполнение общеотраслевых и межотраслевых НИР и опытно-конструкторских работ

1% от п.3

5,47

7,13

5.

Затраты на развитие собственной базы подрядных организаций

10% от п.3

54,74

71,26

6.

Часть прибыли строительной организации, обеспечивающая достаточный уровень рентабельности ее работы

10% от п.3

54,74

71,26

7.

Итого по п.п.3,4,5,6

662,39

862,29

8.

Итого с учетом надбавки на добавленную стоимость

20% к п.7

794,87

1034,75

3.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ

Годовые эксплуатационные расходы, тыс. грн., определяем по отдельным статьям затрат для двух вариантов топлива: уголь и газ дегазации:

а) Расходы на топливо

Ст = Вг * Cт *10-32, тыс. грн ./год (3.5)

где Вг - годовой расход топлива, т/год (тыс. м3/год)

Ст - цена единицы топлива, грн/т (грн/тыс. м3)

При работе на угле

Сут =25298*101,6*10-3=2570,28

При работе на газе-дегазации

Сгт = 11,44 * 103 * 84,4 * 10-3 = 965,54

б) Расходы на электроэнергию

Расходы на электроэнергию котельных определяются по двухставочному тарифу, при котором оплачивается как присоединенная к городским сетям установленная мощность, кВ.А, или заявленный максимум нагрузки, так и фактически полученная из сетей электроэнергия:

Сэ=(Эгэ+Nу*С`э/cos)*10-3 , тыс. грн/год (3.6)

где Эт - фактически полученная электрическая энергия, кВт. ч;

Nу - установленная мощность, кВ.А

cos - коэффициент спроса; cos=0,95

Cэ,С'э - соответственно тариф 1 кВт.ч потребляемой энергии и 1 кВ.А оплачиваемой мощности трансформаторов.

Суэ=971,678*0,06+358,5*0,07/0,95=84,7 тыс. грн./год

Сгэ=1022,6*0,06+377,8*0,07/0,96=89,2 тыс. грн./год

в) Расход на воду

Свгодве*10-3, тыс. грн./год (3.7)

где Сгодв - годовой расход воды котельной м3/год

Се - стоимость воды грн./м3

Св - 66813,6*0,56*10-3=37,416 тыс. грн./год

г) Расход на заработную плату

Сз.п=n*Аср*12*10-3 тыс. грн./год (3.8)

где n - штатное расписание котельной, чел

12 - число месяцев

Аср=средние месячные выплаты

Суз.п=22*170*12*10-3=35,64 тыс. грн./год

Сгз.п=14*170*12*10-3=22,68 тыс. грн./год

д) Амортизационные отчисления

Са=(Ксс+ К00), тыс. грн./год (3.9)

где Кс0 - соответственно затраты на строительство и оборудование (табл. 3.1) тыс. грн

Ас0 - соответственно коэффициенты отчислений от затрат на строительство и монтаж оборудования, %

Суа = 794,87*0,055+1856,72*0,125=275,81 тыс. грн./год

Сга = 1034,75*0,055+1872,92*0,125=291,02 тыс. грн./год

е) Расходы на текущий ремонт

Стр=0,2*Са, тыс. грн./год (3.10)

Сутр=0,2*275,81=55,16

Сгтр=0,2*291,02=58,20

ж) Общекотельные и прочие расходы, тыс. грн./год

Спр=0,03*(Стэеаз.птр) (3.11)

Тогда годовые эксплуатационные затраты, тыс. грн./год

Сг=1,03*(Стэеаз.птр)

Суг=1,03*(2570,28+84,7+37,416+275,81+35,64+55,16)=3150,78

Сгг=1,03*(965,54+89,2+37,416+291,02+22,68+58,20)=1507,98

3.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА

Для определения годового экономического эффекта от перевода котельной с сжигания твердого топлива (каменного угля) в слое на сжигание газа, получаемого путем дегазации шахтных газов необходимо определить себестоимость вырабатываемой тепловой энергии на этих видах топлива.

С=Сг/Qгвыр, грн/ГДж (3.13)

где Сг - годовые эксплуатационные затраты при соответствующем топливе, тыс. грн/год

Qгвыр - суммарное количество вырабатываемой тепловой энергии за год

Су=3150,78*103/402955=7,82 грн/ГДж

Сг=1507,98*103/402955=3,74 грн/ГДж

Экономический эффект от перевода котельной с каменного угля на газ от дегазации оценивается также приведенными затратами, тыс. грн.

Знорм=К+Тнорм Сг (3.15)

где К - капитальные вложения, тыс. грн

Тнорм - нормативный срок окупаемости,

Сг - годовые эксплуатационные затраты, тыс. грн/год

Для энергетических объектов в случае применения новой техники

Тнорм =6,7 года, а для обычных Тнорм =8,4 года

унорм=794,87+8,4*3150,78=27161 тыс. грн

З2норм=1034,75+6,7*1507,98=10108,72 тыс. грн

Из приведенных вычислений приведенных затрат следует, что работа котельной на газе от дегазации шахтных газов экономически эффективнее.

Зунорм2норм=27261,42-10108,72=17152,70 тыс. грн

4. ТМ3P. МОНТАЖ СЕКЦИОННЫХ ВОДОНОДОНАГРЕВАТЕЛЕЙ

4.1 ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

До монтажа блока водоподогревателей на проектируемой котельной должны быть выполнены следующие мероприятия:

- оставлен монтажный проем в перекрытии помещения установки подогревателей;

- подготовлено фундаментное основание с установленными болтами и гайками, а также металлический кронштейн-каркас для крепления подогревателя;

- зона монтажа должна быть освобождена от посторонних предметов и лишних материалов;

- устроено освещение и оборудовано место подключения сварочного трансформатора.

4.2 ЗАГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

Транспортабельный блок водоподогревателей представляет собой набор секций подогревателя, обвязанных узлами измерения и регулирования и смонтированных на раме-подставке. Стойки рамы имеют петли для строповки при погрузочно-разгрузочных работах. Блок изготавливается на заготовительном предприятии монтажной организации.

После окончания сборки блок подвергается на заготовительном предприятии гидростатическому испытанию в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Приборы КИП и автоматизации, предназначенные для установки на блоках, поставляются на котельную вместе с блоком в таре, соответствующей правилам упаковки предприятия-изготовителя этих изделий.

Штуцера, бобышки, а также присоединительные концы трубопроводов на период транспортировки и хранения блока закрываются пробками или заглушками.

4.3 ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫЕ РАБОТЫ

Изготовленный, собранный в блок из секций и испытанный на заготовительном предприятии монтажной организации водоподогреватель грузится в автомобиль, доставляющий его к месту монтажа, существующими в цехе сборки грузоподъемными механизмами: тельфером, карнбалкой или лебедкой через промежуточный блок. При погрузке необходимо соблюдать требования такелажных работ, которые предусматривают обеспечение исправности и целостности водоподогревателя. После погрузки водоподогревателя в автомобиль его необходимо закрепить, чтобы при транспортировке он не получил повреждений. Блок водоподогревателя доставляется на объект монтажа вместе с сопровождающей документацией: монтажные чертежи с детализацией отдельных узлов и деталей; комплектующая ведомость с наименованием деталей и их размеров; акты заводских испытаний.

Доставленные водоподогреватели принимаются по акту. Для разгрузки водоподогревателя, а также его монтажа, используется автомобильный кран МКА-16.

В качестве грузозахватных приспособлений используется съемные гибкие стальные канаты (стропы), которые соответствуют необходимой грузоподъемности; удобной строповки; надежности захвата; недопустимости повреждения водоподогревателя.

4.4 ТЕХНОЛОГИЯ МОНТАЖА

Установка блока водоподогревателя производится автокраном МКА-16 "с колес" в соответствии с проектом производства работ (ППР) и графиком совмещенных работ, согласованных с генподрядчиком.

Последовательность рабочих операций при монтаже транспортабельного блока водоподогревателя:

- строповка;

- подъем блока краном;

- установка блока на фундаментное основание;

- закрепление блока к фундаментным болтам гайками;

- присоединение блока к трубопроводам теплоснабжения (пара, конденсата) и водоснабжения на сварке;

- установка регулирующего клапана на месте фланцевого патрубка;

- установка термометров и манометров.

Работы по монтажу блоков водоподогревателей выполняет звено в составе трех человек.

Перед испытанием смонтированного водоподогревателя проводится контроль качества применяемых материалов, трубной заготовки, соответствие их техническим условиям, ГОСТам, проектным типам и марка.

Осуществляется внешний осмотр оборудования на предмет отсутствия дефектов, законченности монтажа. Проверяется визуально качество сварных швов, прочность и плотность резьбовых и фланцевых соединений при установке КИП и регулирующего клапана.

Для проверки прочности и плотности производят гидравлические испытания водоподогревателя. Водоподогреватели испытываются давлением равным 1,25 рабочего, но не менее (рабочее давление +0,3)МПА отдельно для нагреваемой и нагревающей части в течении 5 мин., а после оно снижается до максимального рабочего. Падение давления в течении 5 мин. под пробным давлением должно быть не более 0,02 МПа.

При испытании водоподогревателя на плотность воздухом все соединения обмазывают мыльной эмульсией и по выявлению мыльных пузырей судят о неплотности соединений.


Подобные документы

  • Составление принципиальной схемы производственно-отопительной котельной промышленного предприятия. Расчет тепловых нагрузок внешних потребителей и собственных нужд котельной. Расчет расхода топлива и мощности электродвигателей оборудования котельной.

    курсовая работа [169,5 K], добавлен 26.03.2011

  • Разработка тепловой схемы производственно-отопительной котельной. Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования. Составление схемы трубопроводов и компоновка оборудования. Основные принципы автоматизации котельного агрегата паровой котельной.

    дипломная работа [293,3 K], добавлен 24.10.2012

  • Расчёт тепловых нагрузок производственных и коммунально-бытовых потребителей тепла населенного пункта. Тепловая схема производственно-отопительной котельной, составление ее теплового баланса. Подбор вспомогательного оборудования, компоновка котельной.

    курсовая работа [1,1 M], добавлен 08.03.2015

  • Расход теплоты на производственные и бытовые нужды. Тепловой баланс котельной. Выбор типа, размера и количества котлоагрегатов. Определение энтальпий продуктов сгорания и воздуха, расхода топлива. Тепловой и конструктивный расчет водного экономайзера.

    курсовая работа [635,9 K], добавлен 27.05.2015

  • Разработка проекта по реконструкции производственно-отопительной котельной завода РКК "Энергия", которая использует в качестве топлива местный добываемый уголь. Расчет тепловой схемы и оборудования котельной, разработка блочной системы подогревателей.

    дипломная работа [213,8 K], добавлен 07.09.2010

  • Расчет тепловых нагрузок. Определение паропроизводительности котельной. Конструктивный тепловой расчет сетевого горизонтального пароводяного подогревателя. Годовое производство пара котельной. Схема движения теплоносителей в пароводяном теплообменнике.

    контрольная работа [4,0 M], добавлен 15.01.2015

  • Тепловой расчет подогревателя сетевой воды и охладителя конденсата. Подсчет конденсатного бака. Избрание диаметров трубопроводов. Калькуляция и выбор основного и вспомогательного оборудования котельной. Анализ снабжения водоподготовительной установки.

    курсовая работа [531,8 K], добавлен 16.09.2017

  • Определение сезонных и круглогодичных тепловых нагрузок, температуры и расходов сетевой воды в подающем и обратном трубопроводе. Гидравлический и тепловой расчет паропровода, конденсатопровода и водяных тепловых сетей. Выбор оборудования для котельной.

    курсовая работа [408,7 K], добавлен 10.02.2015

  • Расчет тепловой схемы отопительной котельной. Гидравлический расчет трубопроводов котельной, подбор котлов. Выбор способа водоподготовки. Расчет насосного оборудования. Аэродинамический расчет газовоздушного тракта котельной. Расчет взрывных клапанов.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 16.05.2017

  • Особенности составления тепловой схемы отопительной котельной. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания. Тепловой расчет котельного агрегата. Вычисление полезной мощности парового котла. Расчет топочных камер. Определение коэффициента теплопередачи.

    курсовая работа [201,9 K], добавлен 04.03.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.