Реконструкция производственно-отопительной котельной поселка шахты "Кочегарка"

13.

Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя

I''_вп

Q^б_вп/('+/2)+I⁰_вх

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=115^оС, отличается от выбранной t=120^оС на 5^оС, 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

t_ср

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

t_б

'-t''

^оС

400-115=285

20.

Меньшая разность температур

t_м

''-t'

^оС

270-30=240

21.

Средний температурный напор

t

(t_б-t_м)/Ln(t_б/t_м)

^оС

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

22.

Секундный расход газа

V'_г

В_р*V_г*(_ср+273)/273

м³/с

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

23.

Секундный расход воздуха

V'_в

В_р*V_в*('_ср+273)/273

м³/с

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

24.

Коэффициент теплоотдачи с воздушной стороны

_к

рис. 6-5 [4]

Вт/

(м²*^оС)

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

25.

Коэффициент теплоотдачи от газов с стенке

_л

рис. 6-7 [4]

Вт/

(м²*^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/

(м²*^оС)

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

28.

Тепловосприятие по уравнению теплообмена

Q^т_вп

К*Н*t/(В_р*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

Q^б_эк

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

КДж/кг

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

6.

Температура питательной воды

t_пв

по заданию

^оС

104

7.

Энтальпия питательной воды

I_пв

по заданию

КДж/кг

439,2

8.

Энтальпия воды за экономайзером

I_эк

I_пв+Q^б_эк*В_р/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

t_б

'-t''_в

^оС

270-135=134

12.

Меньшая разность температур

t_м

''-t_пв

^оС

135-100=35

13.

Средний температурный напор

t

(t_б-t_м)/Ln(t_б/t_м)

^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

V_сек

В_р*V_г*(_ср+273)/273

м³/с

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

18.

Живое сечение всего экономайзера

V_сек/_эк

м²

14,24/8=1,78

19.

Коэффициент теплопередачи

k

рис. 6-4 [4]

Вт/

(м²*^оС)

25,8

20.

Типовая поверхность нагрева экономайзера

Н_эк

табл.1У-2 [4]

М²

646

21.

Расчетная поверхность нагрева экономайзера

Н_эк

Q*В_р*10³/(К*t)

м²

1241*0,816*10³/(62,8*25,8)=640

22.

Тепловосприятие ступени по уравнению теплообмена

Q_т

К*Н*t/(В_р*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=Q^р_р*-(Q^т_л+Q_кп+Q_эк)*(1-Q₄/100)

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

Q/Q^р_р = 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.

V_в =V^o*В_р*_т*(t_в+273)/273=5,83*0,836*1,35*(115+273)/273=9,35

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

V^o - теоретический расход воздуха для сгорания 1кг топлива, V^o=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=V_в/_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=^о_в*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

h_ме=*/2* = 5,8*10²/2*0,91=263,9

8. Сопротивление воздухоподогревателя, Па

h_вп=400

9. Аэродинамическое сопротивление топочного оборудования, Па

h_то=500

10. Полное аэродинамическое сопротивление воздушного тракта, Па

h_в=h_ме+h_вп+h_то=263,9+400+500=1163,9

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

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

12. Полный напор вентилятора, Па

Н_в=1,2*h_в=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/с

Vr=V_п*В_р=l0,0ll*0,836=8,37

где V_п - 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/с

V^д_г= V_г *(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

h_ме=*/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

d_у=SQRT(12,51*2*4/(3,14*16))=2

12. Диаметр основания трубы, м

d_осн=d_у+0,02*H_тр=2+0,02*80=3,6

13. Средний диаметр трубы, м

d_ср=d_у+d_осн=(2+3,6)/2=2,8

14. Потеря напора на трение в дымовой трубе, Пa

h_тр=*H/d_ср*²/2*=0,02*80/2,80*16²/2*0,903=92,47

15. Сопротивление котлоагрегата, Па

h_к=1227

16. Самотяга в дымовой трубе, Па

h_сам=H*(_в-_г)*g=80(l,16-0,903)*9,8l=20l,7

Полное аэродинэмическое сопротивление тракта продуктов сгорания, Па

h=h_мс+h_тр+h_к-h_сам=445,5+92, 47+1227-201,7=1563,27

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

Q_д=1,1*V^г_д=1,1*12,51=13,81 (49702)

19. Расчетный напор дымососа, Па

H_д=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

Р_п=(С_х*П_к*100)/(С_к.в*x*П_к)=1072*0,123/(3000-1072*0,123)*100=4,6%

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

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

Пк - суммарные потери пара; в долях паропроизводительности котельной

С_к.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*Ж_к*100=40*4*100/1072=14,9% < 20%

где 40 - эквивалент Щ мг/л

Щ_i- 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:

С_уг=22*Ж_к*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.

G^ц_р=G_с.в.=3,24кг/с=11,66 м³/ч

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:

А_п=24*0,1*G^ц_р=24*0,1*11,66=27,98 г.экв/сутки,

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

G^ц_р - производительность натрий-катионитового фильтра, м³/ч

Число регенерации фильтра в сутки:

n=A/*h*E*n_ф=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=**E_п-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

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

g - удельный расход воды на отмывку катионита м³/м³, 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:

Q_NaCl=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:

Q_н.р=Q_NaCl*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

Q_техн= Q_NaCl*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

Q^м=Q_т*30=9,7*30=291 кг

Расход воды на регенерацию натрий-катионитного фильтра слагается из:

а) расхода воды на взрыхляющую промывку фильтра

В_в=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

В_рег=Q_NaCl*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:

В_отм=q**t_рег=7*0,76*2=10,64 м³

где q - удельный расход воды на отмывку катионита, принимается 7 м³/м³ по табл. 5-4 [5]

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

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

Расход воды в сутки в среднем составит:

В_сут=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

Q_NaCl=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

Q_с=69,31*257*100*2/93=383,07 кг/сут

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

Q_м=30*383,07=11492 кг/мес.

Расход воды на взрыхляющую промывку фильтра

В_пр=3*0,76*60*12/1000=2,05 м³

Расход воды на приготовление регенерационного раствора соли

В_рег=69,21*100/(1000*7*1,04)=0,95 м³

Расход воды на отмывку катионита

В_отм=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

В_сут=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/ч

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=165^оС

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

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

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

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

Т_ср=(165+80)/2=122,5^оС

7. Эквивалентный диаметр межтрубного пространства

d_э=(D²-z*d²_н)/(D-z*d_н)=(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*^0,8_мтр/d^0,2_э=1,163*2567,99*1,53^0,8/0,019559^0,2=1495,7 Вт/м²к

где А₁ - температурный множитель, определяемый по формуле

A₁=1400+18*Т_ср-0,035*Т²_ср=1400+10*122,5-0,035*122,5²=3079,8

11. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде

₂=1,163*А₂*^0,8_тр/d^0,2_э=1,163*2567,99*1,53^0,8/0,014^0,2=9815,03 Вт/м²к

где A₂=1400+18*t_ср-0,035t²_ср=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 =122^оС

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/F_i=34,06/20,3=1,7

где F_i - поверхность нагрева одной секции водоподогревателя

Принимаем 2 секции

2.5.2 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Потери напора воды в трубах

1. Внутренний диаметр трубок d_вн=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/d_вн+)*²_тр*/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

d^мтр_э=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

t_ср=(t₁*t₂)/2=(70+82,34)/2=76,17^оС

Среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагреваемой водой

t=(t_б-t_м)/ln(t_б-t_м)=(82,66-10)/ln(82,66/10)=34,44^оС

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

t_м - 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

d_н=16мм, d_вн=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

F_i=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

h_мтр=(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 Z_пр=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

t_ср=(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 t_б - большая разность температур, t_б=165-82,34=82,66 ^оС

t_м - меньшая разность температур, t_м=165-150=15 ^оС

6. Средняя температура стенок трубок

t^ст_ср=(T_ср+ t_ср)/2=(165+116,2)/2=140,6 ^оС

7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок

₁=А₂*1,163/(Z_пр*d_н*(T-t^ст_ср))=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:

₂=А₁*1,163*^0,8_тр/d^0,2_вн=3019*1,163*1,7^0,8/0,014^0,2=12602 Вт/м²к

где A₁ - температурный множитель, определяемый по формуле

A₁ = 1400+18*t_ср-0,035*t²_ср=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=h_тр+h_мс=(*L/d_э*Z+)*_тр*/2=(0,04*3/0,014*4+13,5)*1,7²*1000/2=69050 Па

где h_тр - потери напора на трение

h_мс - 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 180^o 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

Q^выр_г=Q^г_тп+Q_сн (3.1)

где Q^г_тп - годовая отпущенная тепловая энергия,

Q_сн - годовой расход тепловой энергии на обственные нужды котельной, Q_сн = 15*Q_от

Q^г_тп=Q^оп_ов*n_оп*3,6+Q^з_гв*n_оп*3,6+Q^л_гв*(8400-n_оп)*3,6+Q^л_тех*(8400-n_оп)*3,6+Q^з_тех*n_оп*3,6 (3.2)

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

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

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

Q_тех - расход тепловой энергии на технологию в зимний и летний периоды, Q^з_тех = 11,69 МВт, Q^л_тех = 1,24 МВт (табл.1.3)

Q^оп_ов - расход тепловой энергии за отопительный период на отопление и вентиляцию, МВт

Q^оп_ов= Q^р_ов*(t_вп-t^ср_оп)/(t_вп-t_ро)=15,86*(18+1,6)/(18+24)=7,4

Q^г_опт - годовая отпущенная тепловая энергия

Q_сн - годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной Q_сн=0,15*Q_от

Тогда:

Q^г_отп=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

Q^г_выр=350396+0,15*350396=402955,4 ГДж/г

2. Годовой расход топлива, т/год

Уголь:

В_г=К_пт^х * Q^г_выр / _ку * Q^р_н

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

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

-при сгорании каменного угля

В^к_т=1,07*402955,4/0,8396*22040=25298 т/г

-при сгорании газа от дегазации

В^г_т=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 С_д=0,06 грн., а за 1 кВт установленной мощности С_д=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. А_ср=170 грн.

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

10. Годовой расход воды, м³

С_в^г=С^з_св*n_оп+С^л_св(8400-n_оп)

где С_в^г ,С^з_св - расход воды в зимний и летний периоды (табл. 1.5. п.44), м³/ч

С_в^г=11,66*4320+4,03(8400-4320)=66813,6 м³/ч

11. Установленная мощность токоприемников, кВа

N_у=Э_уд*Q_уст

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

При Q_уст = 28,91 МВт по табл. 10.6

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

для газа дегазации Э_уд = 13,05 кВт/МВт

Тогда установленная мощность токоприемников, кВа

- при сгорании каменного угля

N^у_у = 12,4 * 28,91 = 358,5

- при сгорании газа (метана) от дегазации

N^г_у = 13,05 * 28,91 = 377,28

12. Расход электроэнергии, кВт/год

Э_г=N_у*К^и*Т

Э^у_г=358,5*0,7*3872=971,678*10³ кВт*ч

13. Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке

Т=Q^г_вых/(Q_уст*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

С_т = В_г * C_т *10^-3₂, тыс. грн ./год (3.5)

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

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

При работе на угле

С^у_т =25298*101,6*10^-3=2570,28

При работе на газе-дегазации

С^г_т = 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:

С_э=(Э_г*С_э+N_у*С`_э/cos)*10^-3 , тыс. грн/год (3.6)

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

N_у - установленная мощность, кВ.А

cos - коэффициент спроса; cos=0,95

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

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

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

в) Расход на воду

С_в=С^год_в*С_е*10^-3, тыс. грн./год (3.7)

где С^год_в - годовой расход воды котельной м³/год

С_е - стоимость воды грн./м³

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

г) Расход на заработную плату

С_з.п=n*А_ср*12*10^-3 тыс. грн./год (3.8)

где n - штатное расписание котельной, чел

12 - число месяцев

А_ср=средние месячные выплаты

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

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

д) Амортизационные отчисления

С_а=(К_с*А_с+ К₀*А₀), тыс. грн./год (3.9)

где К_с,К₀ - соответственно затраты на строительство и оборудование (табл. 3.1) тыс. грн

А_с,А₀ - соответственно коэффициенты отчислений от затрат на строительство и монтаж оборудования, %

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

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

е) Расходы на текущий ремонт

С_тр=0,2*С_а, тыс. грн./год (3.10)

С^у_тр=0,2*275,81=55,16

С^г_тр=0,2*291,02=58,20

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

С_пр=0,03*(С_т+С_э+С_е+С_а+С_з.п+С_тр) (3.11)

Тогда годовые эксплуатационные затраты, тыс. грн./год

С_г=1,03*(С_т+С_э+С_е+С_а+С_з.п+С_тр)

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

С^г_г=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=С_г/Q^г_выр, грн/ГДж (3.13)

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

Q^г_выр - суммарное количество вырабатываемой тепловой энергии за год

С^у=3150,78*10³/402955=7,82 грн/ГДж

С^г=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.

З_норм=К+Т_норм С_г (3.15)

где К - капитальные вложения, тыс. грн

Т_норм - нормативный срок окупаемости,

С_г - годовые эксплуатационные затраты, тыс. грн/год

Для энергетических объектов в случае применения новой техники

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

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

З²_норм=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.

З^у_норм-З²_норм=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.