Реферат: Разработка и строительство котельной

--PAGE_BREAK--

    продолжение
--PAGE_BREAK--

    продолжение
--PAGE_BREAK--

    продолжение
--PAGE_BREAK--
    продолжение
--PAGE_BREAK--3.                      определение исходных данных для дальнейших технико-экономических расчётов (годовых выработок тепла, топлива и т.д.).
Расчёт тепловой схемы позволяет определить суммарную паропроизводительность котельной установки при нескольких режимах её работы. Расчёт производится для 3-х характерных режимов:
1.                                          максимально-зимнего,
2.                                          наиболее холодного месяца,
3.                                          летнего.
2. Исходные данные для расчёта тепловой схемы.
Физическая величина
Обозна-чение
Обоснование
Значение величины при характерных режимах работы котельной.
Макси-мально – зимнего
Наиболее холодного месяца
летнего
Расход теплоты на производственные нужды, Гкал/ч.
Qт
Задан
4,2
4,2
4,2
Расход теплоты на нужды отопления и вентиляции, Гкал/ч.
Qо.в.
Задан
5,3
–––
–––
Расход воды на горячие водоснабжение, т/ч.
Gг.в.
Задан
11,5
11,5
11,5
Температура горячей воды, оС
t3
СНиП 2.04.07-86.
60
60
60
Расчётная температура наружного воздуха для г. Якутска, оС:
   – при расчёте системы отопления:
tр.о.
СНиП
23-01-99
-54
-45
–––
   – при расчёте системы вентиляции:
tр.в.
-45
–––
–––
Возврат конденсата производственным потребителем, %
β
Задан
30
30
30
Энтальпия насыщенного пара давлением 0,8 Мпа, Гкал/т.
iп
Таблица водяных паров
0,6616
Энтальпия котловой воды, Гкал/т.
iкот
»
0,1719
Энтальпия питательной воды, Гкал/т.
iп.в.
»
0,1044
Энтальпия конденсата при          t = 80 оС, Гкал/т.
iк
»
0,08
Энтальпия конденсата с “пролётным” паром, Гкал/т.
i|к
»
0,1562
Температура конденсата возвращаемого из производства, оС
tк
Задана
80
Температура сырой воды, оС
tс.в.
СП 41-101-95
5
5
15
Продувка периодическая, %
ρпр
Принята
2
Потери воды в закрытой системе теплоснабжения, %
Кут.
Принят
2
Расход пара на собственные нужды котельной, %
Кс.н
Принят
5
Потери пара в котельной и у потребителя, %
Кпот.
Принят
2
Коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО.
Кхво
Принят
1,25
3. Расчёт тепловой схемы.
1. Расход пара на производство, т/ч:
<shapetype id="_x0000_t75" coordsize=«21600,21600» o:spt=«75» o:divferrelative=«t» path=«m@4@5l@4@11@9@11@9@5xe» filled=«f» stroked=«f»><path o:extrusionok=«f» gradientshapeok=«t» o:connecttype=«rect»><lock v:ext=«edit» aspectratio=«t»><shape id="_x0000_i1025" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image001.wmz» o:><img width=«115» height=«47» src=«dopb43164.zip» v:shapes="_x0000_i1025">
Qт – расход теплоты на производственные нужды, Гкал/ч;
iп – энтальпия пара, Гкал/т;
iп – энтальпия конденсата, Гкал/т;
η – КПД оборудования производственного потребителя.
2. Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:
<shape id="_x0000_i1026" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image003.wmz» o:><img width=«120» height=«48» src=«dopb43165.zip» v:shapes="_x0000_i1026">
tвн – внутренняя температура отапливаемых зданий, оС;
tн – текущая температура наружного воздуха, оС;
tр.о – расчётная температура наружного воздуха, оС.
3. Расход воды на подогреватель сетевой воды т/ч:
<shape id="_x0000_i1027" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image005.wmz» o:><img width=«116» height=«48» src=«dopb43166.zip» v:shapes="_x0000_i1027">
Qо.в. – расход теплоты на отопление и вентиляцию, т/ч;
t1 – расчётная температура воды в подающей линии тепловой сети,  оС;
t2 – расчётная температура воды в обратной линии тепловой сети,  оС;
Св – теплоёмкость воды, Гкал/т·оС.
4. Температура воды в подающей линии тепловой сети, для режима наиболее холодного месяца, оС (можно также определить по графику регулирования):
                                                      <shape id="_x0000_i1028" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image007.wmz» o:><img width=«164» height=«27» src=«dopb43167.zip» v:shapes="_x0000_i1028">
5. Температура воды в обратной линии тепловой сети, для режима наиболее холодного месяца, оС (можно также определить по графику регулирования):
                                                      <shape id="_x0000_i1029" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image009.wmz» o:><img width=«168» height=«27» src=«dopb43168.zip» v:shapes="_x0000_i1029">
6. Расход пара на подогреватель сетевой воды, т/ч:
                                                      <shape id="_x0000_i1030" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image011.wmz» o:><img width=«164» height=«47» src=«dopb43169.zip» v:shapes="_x0000_i1030">
<shape id="_x0000_i1031" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image013.wmz» o:><img width=«16» height=«24» src=«dopb43170.zip» v:shapes="_x0000_i1031"> – энтальпия конденсата с пролётным паром, Гкал/т;
η – КПД подогревателя сетевой воды.
7.  Расход подпиточной воды на восполнение утечек в системе теплоснабжения, т/ч:             <shape id="_x0000_i1032" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image015.wmz» o:><img width=«136» height=«25» src=«dopb43171.zip» v:shapes="_x0000_i1032">
Кут – потери воды в закрытой системе теплоснабжения, %.
8. Возврат конденсата от технологического потребителя, т/ч:
                                                      <shape id="_x0000_i1033" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image017.wmz» o:><img width=«116» height=«24» src=«dopb43172.zip» v:shapes="_x0000_i1033">
β – возврат конденсата производственным потребителем, %.
9. Расход сырой воды на бак горячей воды, т/ч:
                                                      <shape id="_x0000_i1034" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image019.wmz» o:><img width=«164» height=«27» src=«dopb43173.zip» v:shapes="_x0000_i1034">
Gгв. – расход воды на горячие водоснабжение, т/ч.
10. Средняя температура воды в баке горячей воды, оС:
                                                      <shape id="_x0000_i1035" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image021.wmz» o:><img width=«168» height=«53» src=«dopb43174.zip» v:shapes="_x0000_i1035">
tк – температура конденсата от производственного потребителя, оС;
tcв.– температура сырой водопроводной воды, оС;
11. Расход пара на подогреватель горячей воды, т/ч:
                                              <shape id="_x0000_i1036" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image023.wmz» o:><img width=«183» height=«48» src=«dopb43175.zip» v:shapes="_x0000_i1036">
t3 – температура горячей воды, оС
η – КПД подогревателя ГВС.
12. Расход пара внешними потребителями, т/ч:
                                              <shape id="_x0000_i1037" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image025.wmz» o:><img width=«176» height=«24» src=«dopb43176.zip» v:shapes="_x0000_i1037">
13. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:
                                              <shape id="_x0000_i1038" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image027.wmz» o:><img width=«160» height=«25» src=«dopb43177.zip» v:shapes="_x0000_i1038">
Кс.н. – расход пара на собственные нужды котельной, %.
14. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч,:
                                                      <shape id="_x0000_i1039" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image029.wmz» o:><img width=«115» height=«27» src=«dopb43178.zip» v:shapes="_x0000_i1039">
15. Потери пара у потребителя, т/ч:
                                              <shape id="_x0000_i1040" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image031.wmz» o:><img width=«151» height=«25» src=«dopb43179.zip» v:shapes="_x0000_i1040">
Кпот. – потери пара в котельной и у потребителя, %.
16. Расход воды на периодическую продувку, т/ч:
                                              <shape id="_x0000_i1041" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image033.wmz» o:><img width=«160» height=«27» src=«dopb43180.zip» v:shapes="_x0000_i1041">
ρпр. – продувка периодическая, %.
17. Расход химически очищенной воды на деаэратор, т/ч:
                                              <shape id="_x0000_i1042" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image035.wmz» o:><img width=«184» height=«25» src=«dopb43181.zip» v:shapes="_x0000_i1042">
18. Расход сырой воды на ХВО, т/ч:
                                              <shape id="_x0000_i1043" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image037.wmz» o:><img width=«123» height=«25» src=«dopb43182.zip» v:shapes="_x0000_i1043">
Кхво – коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО.
19. Расход сырой воды, т/ч:
                                              <shape id="_x0000_i1044" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image039.wmz» o:><img width=«128» height=«25» src=«dopb43183.zip» v:shapes="_x0000_i1044">
20. Средняя температура потоков воды, вошедших в деаэратор, оС:
                                              <shape id="_x0000_i1045" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image041.wmz» o:><img width=«224» height=«48» src=«dopb43184.zip» v:shapes="_x0000_i1045">
iхов – энтальпия химически очищенной воды, Гкал/т;
21. Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:
                                     <shape id="_x0000_i1046" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image043.wmz» o:><img width=«290» height=«48» src=«dopb43185.zip» v:shapes="_x0000_i1046">
22. Действительная паропроизводительность котельной, т/ч:
                                              <shape id="_x0000_i1047" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image045.wmz» o:><img width=«263» height=«24» src=«dopb43186.zip» v:shapes="_x0000_i1047">
23. Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %:
                                              <shape id="_x0000_i1048" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image047.wmz» o:><img width=«135» height=«48» src=«dopb43187.zip» v:shapes="_x0000_i1048">    
Если невязка получится меньше 3 %, то расчёт тепловой схемы считается законченным. При большей невязке расчёт следует повторить, изменив расход пара на собственные нужды.
Расчёт тепловой схемы сведён в таблицу №1.

График центрального качественного регулирования отпуска теплоты для системы отопления и вентиляции. Центральное качественное регулирование заключается в регулировании отпуска теплоты путём изменения температуры теплоносителя на входе в прибор, при сохранении постоянным количество теплоносителя подаваемого в регулирующую установку.
Температура воды в тепловой сети является функцией относительной нагрузки, которую находят по формуле:
<shape id="_x0000_i1055" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image061.wmz» o:><img width=«104» height=«48» src=«dopb43194.zip» v:shapes="_x0000_i1055">
Относительная нагрузка может принимать значение от 0 до 1. Значение текущих температур в подающем и обратном трубопроводах в зависимости от относительной нагрузки определяется по формулам:
<shape id="_x0000_i1056" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image063.wmz» o:><img width=«159» height=«25» src=«dopb43195.zip» v:shapes="_x0000_i1056">
<shape id="_x0000_i1057" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image065.wmz» o:><img width=«160» height=«25» src=«dopb43196.zip» v:shapes="_x0000_i1057">
<shape id="_x0000_i1058" type="#_x0000_t75" o:ole="" o:bullet=«t»><imagedata src=«1.files/image067.wmz» o:><img width=«17» height=«24» src=«dopb43197.zip» alt="*" v:shapes="_x0000_i1058"> и <shape id="_x0000_i1059" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image069.wmz» o:><img width=«19» height=«24» src=«dopb43198.zip» v:shapes="_x0000_i1059"> – расчётные температуры воды в подающем и обратном трубопроводе.
Расчёт графика центрального качественного регулирования сведён в таблицу №2.
  График годового расхода теплоты. Для определения годового расхода тепла, планирования в течении года загрузки оборудования котельной и составления графика ремонта используют график годового расхода тепла по продолжительности стояния температур наружного воздуха.
Температура наружного воздуха в течение суток может колебаться, частично эти колебания компенсируются аккумулирующей способностью здания. Поэтому принято строить график в зависимости от продолжительности стояния данной температуры наружного воздуха.
Продолжительность стояния данной температуры наружного воздуха находят из климатологических справочников и СНиП.
Нагрузка производственного потребителя в течение года постоянна.
Нагрузка на ГВС в течение отопительного периода постоянна. В летний период нагрузка на ГВС меньше чем в отопительный период.
Повторяемость температур наружного воздуха:
–       49,9 ч – 45  оС – 587 ч,
–       44,9 ч – 40 оС – 507 ч,
–       39,9 ч – 35 оС – 523 ч,
–       34,9 ч – 30 оС – 573 ч,
–       29,9 ч – 25 оС – 462 ч,
–       24,9 ч – 20 оС – 423 ч,
–       19,9 ч – 15 оС – 410 ч,
–       14,9 ч – 10 оС – 394 ч,
–  9,9 ч – 5 оС – 454 ч,
–  4,9 ч – 0 оС – 523 ч,
0,1 ч – + 5 оС – 512 ч,
5,1 ч – + 8 оС – 728 ч,
Нагрузки для расчёта графика:
<shape id="_x0000_i1063" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image073.wmz» o:><img width=«73» height=«25» src=«dopb43200.zip» v:shapes="_x0000_i1063"> Гкал/ч,
<shape id="_x0000_i1064" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image075.wmz» o:><img width=«83» height=«25» src=«dopb43201.zip» v:shapes="_x0000_i1064"> Гкал/ч,
<shape id="_x0000_i1065" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image077.wmz» o:><img width=«83» height=«25» src=«dopb43202.zip» v:shapes="_x0000_i1065"> Гкал/ч,
<shape id="_x0000_i1066" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image079.wmz» o:><img width=«65» height=«27» src=«dopb43203.zip» v:shapes="_x0000_i1066"> Гкал/ч,
Основные расчётные зависимости:
1. Минимальная тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при температуре наружного воздуха +8 оС:
<shape id="_x0000_i1067" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image081.wmz» o:><img width=«299» height=«49» src=«dopb43204.zip» v:shapes="_x0000_i1067"> Гкал/ч;
2. Минимальная тепловая нагрузка необходимая внешним потребителям при tн = +8оС:
<shape id="_x0000_i1068" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image083.wmz» o:><img width=«334» height=«25» src=«dopb43205.zip» v:shapes="_x0000_i1068"> Гкал/ч;
3. Максимальная тепловая нагрузка необходимая внешним потребителям при tн = +54оС:
<shape id="_x0000_i1069" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image085.wmz» o:><img width=«334» height=«25» src=«dopb43206.zip» v:shapes="_x0000_i1069"> Гкал/ч;
График годового расхода пара. График годового расхода пара рассчитывается и строится аналогично графику годового расхода тепла, только в формулах вместо соответствующей тепловой нагрузки (Q) подставляется соответствующий расход пара (D).
Нагрузки для расчёта графика:
<shape id="_x0000_i1070" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image087.wmz» o:><img width=«88» height=«25» src=«dopb43207.zip» v:shapes="_x0000_i1070"> т/ч,
<shape id="_x0000_i1071" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image089.wmz» o:><img width=«68» height=«25» src=«dopb43208.zip» v:shapes="_x0000_i1071"> т/ч,
<shape id="_x0000_i1072" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image091.wmz» o:><img width=«88» height=«25» src=«dopb43209.zip» v:shapes="_x0000_i1072"> т/ч,
<shape id="_x0000_i1073" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image093.wmz» o:><img width=«71» height=«24» src=«dopb43210.zip» v:shapes="_x0000_i1073"> т/ч,
Основные расчётные зависимости:
1. Минимальная паровая нагрузка на отопление и вентиляцию при температуре наружного воздуха +8 оС:
<shape id="_x0000_i1074" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image095.wmz» o:><img width=«306» height=«49» src=«dopb43211.zip» v:shapes="_x0000_i1074"> т/ч;
2. Минимальная паровая нагрузка необходимая внешним потребителям при tн = +8оС:
<shape id="_x0000_i1075" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image097.wmz» o:><img width=«328» height=«25» src=«dopb43212.zip» v:shapes="_x0000_i1075"> т/ч;
3. Максимальная паровая нагрузка необходимая внешним потребителям при tн = +54оС:
<shape id="_x0000_i1076" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image099.wmz» o:><img width=«344» height=«25» src=«dopb43213.zip» v:shapes="_x0000_i1076"> т/ч;

Расчёт расхода топлива. Часовой расход топлива, определяется по формуле, м3/ч:
<shape id="_x0000_i1077" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image101.wmz» o:><img width=«172» height=«48» src=«dopb43214.zip» v:shapes="_x0000_i1077">
Dрасч. – максимальный часовой расход пара вырабатываемый котлом, кг/ч,
Dрасч = 19650 кг/ч.
Gпр. – максимальный часовой расход продувочной воды, кг/ч,
Gпр = Dрасч ·0,01·ρпр. = 19650·0,01·2 = 393 кг/ч
ρпр – процент на периодическую продувку, %,
Δi – разность энтальпий между питательной водой и вырабатываемым паром, ккал/кг:
<shape id="_x0000_i1078" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image103.wmz» o:><img width=«247» height=«24» src=«dopb43215.zip» v:shapes="_x0000_i1078">ккал/кг.
iп – энтальпия насыщенного пара, ккал/кг,
iп.в. – энтальпия питательной воды, ккал/кг,
iпр. – энтальпия котловой воды, ккал/кг,
<shape id="_x0000_i1079" type="#_x0000_t75" o:ole="" o:bullet=«t»><imagedata src=«1.files/image105.wmz» o:><img width=«24» height=«24» src=«dopb43216.zip» alt="*" v:shapes="_x0000_i1079"> – низшая теплота сгорания топлива, ккал/м3,
    продолжение
--PAGE_BREAK--
    продолжение
--PAGE_BREAK--GСН=GЗ СЕТ/rВ70=338,87/0,978=346,49
Напор сетевых насосов выбирается из условия преодоления гидравлического сопротивления теплотрассы при расчетном максимальном расходе воды, сопротивления котельной и соединительных трубопроводов с 10%-м запасом.
HC P=1,1 Н                                                                                        (1.2)
Иэ данных гидравлического расчета тепловой сети
Н = 0,7 МПа
Тогда
HC P=1,1*0,7=0,77 МПа
К установае принимаем блок сетевых насосов БСН-1801420, состоящий из 2-х насосов Д400/80, один из которых резервный, электродвигатель А02_82_2, N=100кВт, n=3000-1, Q=400м3/ч, H=0,65¸0,85 Мпа
1.6.3. Подбор питательных насосов
В котельных с паровыми котлами устанавливаются питательные насосы числом не менее двух с независимым приводом.
Питательные насосы подбирают по производительности и напору.
Производительность всей котельной, кг/с
QПИТ=1,1*DСУМ                                                                                                                                                      (1.3)
где DСУМ -суммарная паропроизводительность котельной
из табл.1.5 п.53: DСУМ=15,377 кг/с
QПИТ=1,1*15,377 = 16,91 кг/с=60,89 т/ч
Напор, который должны создавать питательные насосы для паровых котлоагрегатов, МПа
НПИТ=1,15*(Рб-Рд)+НСЕТ                                                                                                                                (1.4)
где Рб — наибольшее возможное избыточное давление в котлоагрегате,
Рб =1,3 МПа
Рд — избыточное давление в деаэраторе, Рд=0,12МПа
НСЕТ — соиротивление всасывающего и нагнетающего трубопроводов.
Принимаегл НСЕТ=0,15МПа
ННАС= 1,15(1,3-0,12)+0,15 = 1,51 МПа
Из табл. 15.3 [3] принимаем к установке 2 питательных насоса ПЭ-65-40, один из которых резервный: электродвигатель А2-92-2, подача 65 м3/ч напор  4,41 МПа, частота вращения 3000-1.
1.6.4. Подбор конденсатного насоса
Конденсатные насосы перекачивают конденсат из баков, куда он поступает с производства или из пароводяных подогревателей, в деаэратор.
Производительность конденсатного насоса, м3/ч(кг/с)
QК НАС=  К(табл.1.5. п.18)=13,11 кг/с=47,2 м3/ч
Напор развиваемый конденсатным насосом, МПа
Нкон=2,3 Мпа
По табл. 15.6. [3] принимаем к установке 2 насоса Кс-50-55-1 один из которых резервный: электродвигатель 4А160М4, подача 50м3/ч, напор 5,5 МПа, частота вращения 1450-1.
1.6.5. Подбор подпиточных насосов
Для восполнения утечки воды из закрытых систем теплоснабжения устанавливают подпиточные насосы.
Подача подпиточного насоса принимается иэ табл.1.5
Gподп=0,72 кг/с=2,592 м3/ч
Давление, создаваемое подпиточным насосом, должно обеспечить невскипание воды на выходе из котельной
Нпод=0,4 МПа
Пo табл.15.6. [3] принимаем к установке 2 подпиточных насоса Кс-12-50 один иэ которых резервный: электродвигатель 4А100 2, подача 12 м3/ч напор 0,5 МПа, частота вращения 2900 -1
1.6.6. Подбор деаэратора
В новых производственных и производственно-отопительных котельных с паровыми котлоагрегатами предусматривается установка атмосферных деаэраторов типа ДА.
Подбираем деаэратор по его производительности, т/ч(кг/с)
GД=17,157 кг/с=61,76 т/ч (табл.1.5п. 41)
Принимаем к установке деаэратор DА-100( табл.   3 ):
производительность, т/ч   — 100
давление, МПа      — 0,12
емкость деаэраторного бака.м3     — 25
поверхность охладителя
выпара, м2                — 8
1.7. Тепловой расчет котлоагрегата
Котел KЕ-25-14c предназначен для производства насыщенного пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Топочная камера котла шириной 272 мм полностью экранирована (степень экранирования Нл/ ст =0,8) трубами d=51х2,5мм. Трубы всех экранов приварены к верхним и нижним камерам d219x8мм. Топочная камера по глубине разделена на два объемных блока. Каждый из боковых экранов (правый и левый) переднего и заднего топочных блоков образует самостоятельный циркуляционный контур. Верхние камеры боковых экранов в целях увеличения проходного сечения на входе в пучок расположены ассиметрично отпосительно оси котла. Шаг труб боковых и фронтового экранов – 55 мм, шаг труб заднего экрана – 100 мм, трубы заднего экрана выделяют из топочного объма камеру догорания, на наклонном участке труб уложен слой огнеупорного кирпича толщиной 65мм. Объем топочной камеры -61,67 м3.
Для улучшения циркуляционных характеристик фронтового экрана на нем устанавливаются три рециркуляцинные трубы  d89х4мм. Площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева — 92,10м2.
Третьим блоком котла является блок конвективного пучка с двумя барабанами (верхним и нижним) внутренним диаметром 1000мм. Длина верхнего барабана 7000мм, нижнего – 5500мм. Толщина стенки барабана котла — 13мм, материал — сталь 16ГС. Ширина конвективного пучка по осям крайних труб 2320мм. В таком пучке отсутствуют пазухи для размещения пароперегревателя, что существенно улучшает омывание конвективного пучка.
Конвективный пучок выполнен из труб d51x2,5мм. Поперечный шаг в пучке составляет 110 мм, продольный — 90мм. Площадь поверхности нагрева конвективного пучка равна 417,8м2. Первые три ряда труб на входе в пучок имеют шахматное расположение с поперечным шагом S =220мм. Удвоение величины шага по сравнению с остальными рядами позволяет увеличить проходное сечение на входе в пучок, частично перекрытое потолком потолочной камеры.
Хвостовые поверхности состоят из одноходового по воздуху воздухоподогревателя с поверхностью нагрева 228 м2, обеспечивающего нагрев воздуха до 180 0С и установленного следом за ним по ходу газов чугунного экономайзера с поверхностью нагрева 646 м2.
Для сжигания каменных и бурых углей под котлом устанавливается механическая топка ТЧЗ-2,7/5.6. Активная площадь зеркала горения равна 13,4 м2. Решетка приводится в движение при. Помощи привода ПТ-1200, обеспечивающего 8 ступеней регулирования скорости движения в приделах 2,8 — 17,6 м/ч. Дутьевой короб под решеткой разделен на четыре воздушные зоны. Подача воздуха регулируется при помощи поворотных заслонок на воздуховодах. Котельная установка оборудована системой возврата уноса и острого дутья. Выпадающий в конвективном пучке унос оседает в четырех зольниках и возвращается в топочную камеру для дожигания при помощи воздушных эжекторов по прямым трубкам d76мм через заднюю стенку, восемь сопл острого дутья d2 мм расположены в задней стенке топки на высоте 1400мм от решетки.
1.7.1. Исходные данные и выбор коэффициента избытка воздуха
Ведем расчет котлоагрегата применительно к условиям проектируемого объекта: уголь марки ГР со следующими характеристиками
СР=55,2%,  НР=3,8%, ОР=5,8%, WР=1,0%, SР=3,2%,  АР=23%, NP=8%, QPH=22040КДж/кг, VГ=40%,
Величины коэффициента избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева определяем последовательно
an=ai+Da                                                                                                   (1.3)
где ai — коэффициент избытка воздуха предыдущего газохода
Da — нормативный присос воздуха
Таблица 1.6
Коэффициенты избытка воздуха
№ п/п
Газоход
Коэффициент избытка воздуха за топкой.
Da
an
1
Топка
1,35
0,1
1,35
2
Конвективный пучок
0,1
1,45
3
Воздухоподогреватель
0,08
1,53
4
Водяной экономайзер
0,1
1,63
1.7.2. Расчет обьемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания
Расчет теоретического объема воздуха
V0=0,0889*(Ср+0,375*Sрогр+к)+0,265*Нр-0,0333*Ор
V0=0,0889*(55,2+0,375*3,2)+0,265*3,8-0,0333*5*8=5,83 м3/кг
Расчет теоретических обьемов продуктов сгорания при a=1 м3/кг
VORO2=1,866*(CP+0,375Sрогр+к)/100=1,866*(55,2+0,375*3,2)/100=1,0524
VONO2=0,79*V°+0,08*Np=0,79*5,83+0,008*1=4,612
VOH2O=0,111НР+0,0124WР+0,0161V0=0,111*3,8+0,0124*8+0,0161*5,83=0,6148
Таблица 1.7
Характеристики продуктов сгорания
№
Величина
Ед. изм.
Газоходы
1
3
4
5
6
7
1
Коэффициент избытка воздуха за топкой
aТ
1,35
2
Нормативный присос
Da
0,1
0,1
0,08
0,1
3
Коэффициент избытка воздуха за газоходом
an
1,35
1,45
1,53
1,63
4
Объем трехатомных газов. VRO2=V0RO2
м3/кг
1,0524
1,0524
1,0524
1,0524
5
Объем двухатомных газов. VN2=V0N2+0.0161*V0
-“-
6,943
7,526
8,109
8,285
6
Объем водяных паров VH2O=V0H2O+0,0161(a-  -1)* V0
-“-
0,652
0,662
0,671
0,674
7
Суммарный  объем дымовых газов
 VГ=VRO2+VN2+VH2O
-“-
8,647
9,24
9,832
10,0114
8
Объемная доля трехатомных газов
 rRO=VRO2/VГ
-“-
0,122
0,114
0,107
0,105
9
Объемная доля водяных паров rH2O=VH20/VГ
-“-
0,197
0,186
0,176
0,077
10
Концентрация золы в дымовых газах, m=Ар*aун/100*Vг
-“-
3,99
3,73
3,51
3,29

Таблица 1.8
Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива, КДж/кг
J, °С
I0=(ctв)*V0
I0RO2=(cJ)RO2* *V0RO2
I0N2=(cJ)N2*V0N2
I0H2O=(cJ)H2O* *V0H2O
I0S
1
2
3
4
5
6
30
39*5,83=227,2
100
132*5,83=769,3
169*0,054= 187,13
4,62*130=  600,6
151*0,616= 92,87
871,596
200
286*5,83=1550,3
357*1,05=  376,3
260*4,62= 1201,2
304*0,615= 186,96
1764,44
300
403* …=2348,68
559* … 589,10
392*…1811,04
463*…284,75
2674
400
542*…=3158,76
772*…=813,69
527*…=2434,74
626*…=384,99
3633,42
500
664*…=3986,35
996*…=1049,78
664*…=3067,68
794*…=488,31
4605,89
600
830*…=4837,24
1222*…= 1287,99
804*…=3714,48
967*…=594,71
5597,18
700
979*…=5705,61
1461*…= 1539,89
946*…=4370,52
1147*…=705,41
6615,82
800
1130*…=6585,64
1704*…= 1796,02
1093*…= 5049,66
1335*…=821,03
766,71
900
1281*…=7465,67
1951*…= 2056,35
1243*…= 5742,66
1524*…=937,26
8736,27
1000
1436*…=8369,01
2202*…=  2320,91
1394*…=  6440,26
1725*…=  1060,86
9822,05
1200
1754*…=10222,31
2717*…= 2863,72
1695*…=  7890,9
2131*…= 1310,57
12005,19
1400
2076*…=12098,9
3240*…=  3414,96
2009*…= 9281,58
2558*…=  1573,17
14269,71
1600
2403*…=14004,66
3767*…= 3970,42
2323*…= 10792,28
3001*…=  1845,62
16548,3
1800
2729*…=15904,61
4303*…= 4535,36
2648*…= 12206,04
3458*…= 2126,67
18868,07
2000
3064*…=17856,9
4843*…= 5104,52
2964*…= 13963,68
3926*…=  8414,49
21212,69

Таблица 1.9
Энтальпия продуктов сгорания в газоходах
J, °С
I0в,
КДж/кг
I0г,
КДж/кг
Газоходы и коэф-ты избытка воздуха
aТ=1,35
akr=1,45
aэк=1,53
aвп=1,63
Iг
Iг
Iг
Iг
1
2
3
4
5
6
7
30
227,2
100
871,596
1007,9
1015
200
1764,44
1900,76
1964
300
2674,98
2811,3
2870
400
3633,42
3747,02
3754
500
4605,89
4719,49
600
5597,18
5710,49
700
6615,82
6729,42
800
7666,71
7780,31
900
8736,37
8849,87
1000
9822,05
9912,93
9935,65
1200
12005,19
12096,07
1400
14289,71
14360,59
1600
16548,3
16639,18
1800
18868,07
18958,95
2000
21212,69
21303,57
2200
23557,3
23648
Расчет теплового балнса котлоагрегата выполнен в табл. 1.10, а поверочный расчет поверхностей нагрева котлоагрегата приведен в табл. 1.11.
На основе результатов табл. 1.9 построена I-d- диаграмма продуктов сгорания, которая представлена на рис. 1.2.
Таблица 1.10
Расчет теплового баланса теплового агрегата
Наименование
Обозначения
Расчетная ф-ла, способ
опр.
Единицы измерения
Расчет
1
2
3
4
5
Распологаемая теплота
Qpp
Qpp=Qpн
КДж/Кг
22040
Потеря теплоты от мех. неполн. сгорания
q3
по табл. 4.4 [4]
%
0,8
Потеря теплоты от мех. неполноты сгорания
q4
по табл. 4.4 [4]
%
5
Т-ра уходящих газов
Jух
исх.данные
oC
135
Энтальпия уходящих газов
Iух
по табл. 1.9
КДж/Кг
1320
Т-ра воздуха в котельной
tхв
по выбору
oC
30
Энтальпия воздуха в котельной
I0хв
по табл. 1.8
КДж/Кг
227,2
Потеря теплоты с уход. газами
q2
%
(1320-1,63x227)*
*(100-5)/(22040)=
=6,25
Потеря теплоты от нар. охлажден.
q5
по рис 3.1 [4]
%
3,8
Потеря с физ. теплом шлаков
q6
ашл*Iз*Ар/Qрн
%
0,15*1206*
*23/22040=0,19
Сумма тепл. Потерь
Sq
%
6,25+0,8+5+3,8+
+0,19=16,04
КПД катлоагрегата
h
100-SQ
%
100-16,04=83,96
Коэф. Сохранения теплоты
j
1-q5/(h+ q5)
1-3,8/(83,96+3,8)=
=0,957
Производительность агрегата по пару
D
по заданию
Кг/с
25/3,6=6,94
Давление раб. тела
P
по заданию
МПа
1,4
Т-ра рабочего тела
tнп
по заданию
oC
195
Т-ра питательн. воды
tпв
по заданию
oC
104
Удельная энтальпия р.т.
iнп
по табл.vi-7[4]
КДж/Кг
2788,4
Удельная энт. питат. воды
iпв
по табл.vi-7[4]
КДж/Кг
439,4
Значение продувки
n
по задан.
%
4,8
Полезно исп. теплота вагрегате
Q1
D*(iнп-iпв)+n*
*D(Iкв-Iнп)
кВт
Q=6,94*(2788,4-439,4)+0,048*6,94*(830-439,4)=
=16432,3
Полный расход топлива
В
Q1/hQрр
Кг/с
16432,3/0,8396* *22040=0,88
Расчетный расход
Вр
В*(1-q4/100)
Кг/с
0,88*(1-5/100)=
=0,836
    продолжение
--PAGE_BREAK--
    продолжение
--PAGE_BREAK--
    продолжение
--PAGE_BREAK--A1=24*(К0-0,l)=24х(8,6-0,1)х11,66=2378,64 г.экв/л
где  Ж- общая весткость воды, поступающая в натрий-катионитные фильтры
0,1 — остаточная жесткость после первой ступени катионирования.
Рабочая обменная способность сульфоугля при натрий-катионировани.
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:
          wф=11,66/(0,76*2)=7,67
Максимальная скорость фильтрации (при регенерации одного из фильтров)
          wф=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/ч
2.4. РАСЧЕТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ
2.4.1. 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 вода на выходе из подо-
гревателя (табли.5 п.59)                                                        t1=82,34оС
5. Расчетный расход сетевой воды( табл. 1.5п .6)                G=51,37кг/с
РАСЧЕТ
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*h
где h — коэффициент, учитывающий снижение тепловой мощности за счет потерь в окружающую среду, принимаем h=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
          wтр=G1/(¦тр*r)=25,68/(0,01679*1000)=1,53 м/с
9. Скорость воды в межтрубном пространстве
          wмтр=G2/(¦мтр*1000)=3,88/(0,03077*1000)=0,126 м/с
10. Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам трубок
          a1=1,163*А1*w0,8мтр/d0,2э=1,163*2567,99*1,530,8/0,0195590,2=1495,7 Вт/м2к
где А1 — Температурный множитель, определяемыйп 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
          a2=1,163*А2*w0,8тр/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/a1+б/l+1/a2)=1/(1/1495,7+0,001/105+1/9815,03)=1283 Вт/м2к
где б — толщина стенок латунных трубок
l — коэффициент теплопроводности латуни
l=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*Dt)=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
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО
ПОДОГРЕВАТЕЛЯ
Потери напора воды в трубах
1. Внутренний диаметр трубок dвн=0,014м
2. Длина одного хода подогревателя: L=4м
3. Коэффициент трения / при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002м 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
          S¦=3,7
5. Потери напора воды в трубках для двух секций водоводяного подогревателя при длине хода 4м
          Dh=(l*Z/dвн+S¦)*w2тр*r/2=(0,04*4/0,014+3,7)*1,532*1000/2*2=354 МПа
где r — плотность воды, принимаем равной 1000м/м3
— количество секций подогревателя, соединенных последовательно
l — 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 нагре ваемой водой
          Dt=(Dtб-Dtм)/ln(Dtб-Dtм)=(82,66-10)/ln(82,66/10)=34,44оС
Где Dtб — большая разность температур = 165-82,34 = 82,66 °С
Dtм — 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
          Dhмтр=(0,04*4/0,019559+11,03)*(0,1262*1000)/2*2=305 Па
где L — длина одного хода подогревателя, L=4м
wмтр — скорость воды в межтрубном пространстве, wмтр=0,126м/с
(из теплового расчета водоводяного подогревателя)
r=1000 — плотность воды в кг/м3
2.4.3. 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
где G1=25,68 кг/с — расход нагреваемой воды (из теплового расчета водоводяного подогревателя)
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 межтрубеого пространства ¦мтр=0,219м2
и) площадь живого сечения одного хода трубок ¦тр=0,0151м2
Скорость воды в трубках:
wтр=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:
          Dt=(82,66-15)/(82,66/15)=39,64 оС
где  Dtб — большая разность температур
Dtб=165-82,34=82,66оС
Dtм — меньшая разность температур
Dtм=165-150=15оС
6. Средняя температура стенок трубок
          tстср=(Tср+ tср)/2=(165+116,2)/2=140,6оС
7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок
          a1=А2*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:
          a2=А1*1,163*w0,8тр/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/a1+0,001/l+1/a2)=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
2.4.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО
ПОДОГРЕВАТЕЛЯ
Потери напора в трубках пароводяного подогревателя определяются по формуле:
          Dh=Dhтр+Dhмс=(l*L/dэ*Z+åò)*wтр*r/2=(0,04*3/0,014*4+13,5)*1,72*1000/2=69050 Па
где Dhтр — потери напора на трение
Dhмс — потери напора на местные сопротивления
l — коэффициент трения, принимаемый при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости   = 0,0002м равным 0,04
r-плотность воды, 1000 кг/м3
L — длина одного хода пароводяного подогревателя, принимаем 3м
Z — количество ходов подогревателя, в данном дипломном проекте расчитывается четырехходовой пароводяной подогреватель
åò — 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 åò =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 1993г., коэффициентов рыночных отношений, а также индекса удорожения цен 1997г. к ценам 1995г.
          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
          åQвырг=åQгтп+åQсн                                                                                    (3.1)
где Qгтп — годовая отпущенная тепловая энергия,
Qсн — годовой расход тепловой энергии на обственные нужды котельной, Qсн = 15*Qот
åQгтп=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
          åQгопт — годовая отпущенная тепловая энергия
åQсн — годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной åQсн=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
                   Вг=Кптх * Qгвыр / hку * Qрн
где Кпт – коэффициент, учитывающий потери топлива для угля — Кпт =1,07; для газа дегазации Кпт =1,05
hку  - к.п.д. брутто котельной, для угля hку =83,96%, для газа hку =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 руб за 1т
   Стоимость газа дегазации 84,4 руб. за 103 м3
4.Цена за воду 0,560 руб. за 1м3 для шахтных котельных
5.Цена за 1 кВт/ч потребляемой электроэнергии
          Сд=0,06 руб., а за 1 кВт установленной мощности Сд=0,07 руб.
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 зароботной платы с премиями и начислениями на одного работающего по котельной.  Аср=170 руб.
9.Установленная мощность котлоагрегатов. Qуст=28,91 МВт (табл. 1.3)
10.Годовой расход воды, м3
          Свг=Сзсв*nоп+Слсв(8400-nhоп)
          где Свг , Сзсв – расход воды в зимний и летний периоды (табл. 1.5. п.44), м3/ч
          Свг=11,66*4320+4,03(8400-4320)=66813,6 м3/ч
11.Установленная мощность токоприемников, кВа
          Nу=Эуд*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
и при сгорании газа (метана) от дегазации
Nгу = 13,05 * 28,91 = 377,28
12. Расход электроэнергии, кВт/год
          Эг=Nу*Ки*Т
          Эуг=358,5*0,7*3872=971,678*103 кВт*ч
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 1984г.
Таблица 3.1
Сводка затрат на строительство котельной
Затраты, тыс. руб.
№
Наименование работ и затрат
Строитель-ные работы
Монтажные работы
Оборудова-ние
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 оборудованияи 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
1
2
3
4
5
6
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.руб. с учетом перевод-ного коэффициента, учитываю-щего удорожания и инфляцию:
для строительно-монтажных работ 1,516; для оборудования 3,03
82,834
37,809
1856,72
1977,36
    продолжение
--PAGE_BREAK--На основании денных таблицы 3.1 производим расчет договорной цены. В целях большей наглядности базисная стоимость строительномонтажных 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.руб… и на оборудование — 16,2 тыс.руб…
И тогда все строительно-монтажные работы котельной при работе на газе-дегазации составят 157,04 тыс.руб., а стоимость оборудования составит 1872,92 тыс.руб.
Таблица 3.2
Расчет договорной цены на строительство котельной
Стоимость работы, тыс.руб. при работе:
№
Наименование затрат
Обоснование
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 влияни-ем 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 энэргии
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
1
2
3
4
5
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 органи-зации, обеспечивающая достаточный уровень рентабель ности 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. ОПРЕДЕЛЕИЕ ГОДОВЫХ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ
Годовые эксплуатацлонные расходы, тыс.руб., определяем по отдельным статьям затрат для двух вариантов топлива: уголь и газ дегазации:
а) Расходы на топливо
Ст = Вг * Cт *10-32, тыс.руб./год                   (3.5)
где Вг — годовой расход топлива, т/год (тыс.м3/год)
Ст — цена единицы топлива, руб/т (руб/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=(Эг*Сэ+Nу*С‘э/cosj)*10-3, тыс.руб/год                            (3.6)
где Эт — фактически полученная электрическая энергия, кВт. ч;
Nу — установленная мощность, кВ.А
cosj — коэффициент спроса; cosj=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.руб./год
Сгэ=1022,6*0,06+377,8*0,07/0,96=89,2 тыс.руб./год
в) Расход на воду
          Св=Сгодв*Се*10-3, тыс.руб./год                                     (3.7)
где Сгодв — годовой расход воды котельной м3/год
          Се — стоимость воды руб./м3
          Св — 66813,6*0,56*10-3=37,416 тыс.руб./год
г) Расход на заработную плату
          Сз.п=n*Аср*12*10-3 тыс.руб./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.руб./год
          Сгз.п=14*170*12*10-3=22,68 тыс.руб./год
д) Амортизационные отчисления
          Са=(Кс*Ас+ К0*А0), тыс.руб./год                                  (3.9)
где Кс, К0 — соответственно затраты на строительство и оборудование (табл. 3.1) тыс.руб
Ас, А0 — соответственно коэффициенты отчислений от затрат на строительство и монтаж оборудования, %
Суа = 794,87*0,055+1856,72*0,125=275,81 тыс.руб./год
Сга = 1034,75*0,055+1872,92*0,125=291,02 тыс.руб./год
е) Расходы на текущий ремонт
          Стр=0,2*Са, тыс.руб./год                                              (3.10)
          Сутр=0,2*275,81=55,16
          Сгтр=0,2*291,02=58,20
ж) Общекотельные и прочие расходы, тыс.руб./год
          Спр=0,03*(Ст+Сэ+Се+Са+Сз.п+Стр)                                (3.11)
Тогда годовые эксплуатационные затраты, тыс.руб./год
          Сг=1,03*(Ст+Сэ+Се+Са+Сз.п+Стр)
          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, руб/ГДж                                                                                 (3.13)
где Сг – годовые эксплуатационные затраты при соответствующем топливе, тыс.руб/год
Qгвыр – суммарное количество вырабатываемой тепловой энергии за год
Су=3150,78*103/402955=7,82 руб/ГДж
Сг=1507,98*103/402955=3,74 руб/ГДж
Экономический эффект от перевода котельной с каменного угля на газ от дегазации оценивается также приведенными затратами, тыс.руб.
Знорм=К+Тнорм   Сг                                                                    (3.15)
где К – капитальные вложения, тыс.руб
Тнорм – нормативный срок окупаемости,
Сг – годовые эксплуатационные затраты, тыс.руб/год
Для энергетических объектов в случае применения новой техники
Тнорм =6,7 года, а для обычных Тнорм =8,4 года
Зунорм=794,87+8,4*3150,78=27161 тыс.руб
З2норм=1034,75+6,7*1507,98=10108,72 тыс.руб
Из приведенных вычислений приведенных затрат следует, что работа котельной на газе от дегазации шахтных газов экономически эффективнее.
Зунорм-З2норм=27261,42-10108,72=17152,70 тыс.руб

4.  Т  М  3  P
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 фундаметное 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; комплектующаю 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.
4.5. ИСПЫТАНИЕ И ПУСК ВОДОПОДОГРЕВАТЕЛЯ В  РАБОТУ
Перед испытание 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 0,02МПа.
При испытании водоподогревателя на плотность воздухом все соединения обмазывают мыльной эмульсией и по выявлению мыльных пузырей судят о неплотности соединений.
Водоподогреватели по окончании монтажных работ и испытаний на прочность и плотность принимаются Государственной комиссией, или ведомственной.
После принятия Государственной или ведомственной комиссией производится комплексное испытание водоподогревателя в течении 72 ч. при проектных параметрах теплоносителя и номинальной производительности. Об окончании комплексного испытания составляется акт, к которому прилагается ведомость дефектов, выявленных при опробывании.
4.6. ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТЫ  ПРИ  МОНТАЖЕ
Потребность в оборудовании, инструментах и приспособления при монтаже водоподогревателя приведена в таблице 4.1.
Таблица 4.1.
Ведомость инструментов
№№ пп
Наименование
Марка, ГОСТ, ТУ
Кол-во шт.
Техническая характеристика
1
2
3
4
5
1.
Молоток слесарный
ГОСТ2310-77
1
Масса 0,8кг
2.
Зубило слесарное
ГОСТ17211-82
1
d=0,2м
3.
Рулетка измерительная металлическая
ГОСТ7502-80
1
Цена деления 1мм
4.
Уровень строительный
ГОСТ9416-83
1
d=0,3м
5.
Отвес
ГОСТ17948-80
1
—
6.
Ключ трубный рычажный
ГОСТ18981-82
1
—
7.
Ключ гаечный двусторонний 24х27
ГОСТ2839-80
2
М 16х18
8.
Набор инструмента электросварщика ЭНИ-300
ТУ 36-1162-81
1
9.
Сварочный трансформатор ТС-300
—
1
10.
Кабель сварочный (75м)
ГОСТ6731-77
1
1х50мм2
11.
Кабель силовой (20м)
ГОСТ13497-77
1
3х6мм2
12.
Щиток электросварщика
ГОСТ12.4.035-78
1
13.
Строп канатный с крюком
4
=1.6м
4.7. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ МОНТАЖЕ ВОДОПОДОГРЕВАТЕЛЯ
Работу по монтажу водоподогревателей необходимо вести согласно ППР, обратив особое внимание на его безопасное перемещение краном (строповка, подъем, опускание в монтажный проем, установка на фундамент, расстроповка, подъем крюка и строп через монтажный
проем).
Сварочные аппараты должны быть занулены или заземлены, а в нерабочее время обесточены.
При работе трубными гаечными ключами нельзя надевать отрезки труб на ручки ключей и применять металлические подкладки под губки ключей.

5. А В Т О М А Т И К А
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ И ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ КОТЛОАГРЕГАТА КЕ-25-14С
Проектом предусмотрено автоматическое регулирование основных технологических процессов с применением регулирующих приборов системы „Контур“ с электрическими исполнительными механизмами (ИМ) типа МЗОК, выпускаемыми Московским заводом тепловой автоматики (МЗТА). Предусмотрено дистанционное управление ИМ со щита управления.
Для котлоагрегата предусмотрено регулирование процесса горения и поддержание постоянного уровня в барабане котла. Регулирование процесса горения осуществляется тремя регуляторами: (топлива, воздуха и разрежения).
Регулятор топлива получает импульс по давлению в барабане котла и изменяет расход топлива к котлу, поддерживая давление пара в барабане заданным.
Регулятор воздуха, работающий по схеме „топливо-воздух“, получает импульсы от датчика перемещения ИМ регулятора топлива и по перепаду на воздухоподогревателе и изменяет расход воздуха к котлу.
Регулятор разрежения получает импульс по разрежению в топке и поддерживает его постоянным.
Регулятор уровня получает импульс по уровню в барабане котла и, изменяя расход питательной воды, поддерживает уровень в барабане котла постоянным.