Проект реконструкции котельной с заменой котлов

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Проект реконструкции котельной с заменой котлов

котельная автоматизация технологический водогрейный В настоящее время жилищно-коммунальный сектор потребляет большое количество энергии на вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде горячей воды вырабатывается районными отопительными котельными.

Отопительные котельные должны обеспечивать бесперебойное и качественное теплоснабжение потребителей жилищно-коммунального сектора. Повышение надёжности и экономичности теплоснабжения в значительной мере зависит от качества работы котлоагрегатов и рационально спроектированной тепловой схемы котельной. Это достигается благодаря совершенствованию энергохозяйства, внедрению энергосберегающих технологий, использованию вторичных энергоресурсов, экономии топлива и энергии на собственные нужды.

В дипломном проекте на тему: «Проект реконструкции отопительной котельной с заменой котлов» проводится расчёт и выбор основного оборудования проектируемой котельной.

Котельная предназначена для отопления и горячего водоснабжения потребителей жилого сектора. В дипломном проекте представлен расчет тепловой схемы котельой с выбором числа и типа устанавливаемых котлов, тепловой расчет и аэродинамический расчет котельных агрегатов, а также расчет и выбор водоподготовительной установки. Рассмотрены вопросы оснащения котельной автоматикой, вопросы охраны труда и экологии. Произведен расчет организационно-экономических показателей реконструируемой котельной, в результате чего были рассчитаны годовые эксплуатационные расходы котельной и себестоимость отпускаемой теплоты.

Технико-экономическое обоснование проекта В городе Ростов-на-Дону отмечен возросший темп строительства жилых зданий и помещений. Все эти объекты нуждаются в горячем водоснабжении и отоплении. Старых районных котельных мощностей не хватает. Поэтому стоит задуматься над их реконструкцией, для установки более мощных котлоагрегатов, расчитанных на возросшее количество объектов обслуживания В данном дипломном проекте рассматривается вопрос о производстве требуемой тепловой энергии новым потребителям. Для решения этого вопроса, на основании имеющейся отопительной котельной был проведен тепловой расчет и подобрано оборудование, которое будет обеспечивать необходимую тепловую нагрузку. Данная котельная будет обеспечивать горячую воду для отопления и горячего водоснабжения жилого района.

1. Расчет тепловой схемы с водогрейными котлами

Таблица 1- Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной

1. Определяется коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца К_ов = (t_вн — t_нв) / (t_вн — t_ро),

где t_вн=18 єС — принятая температура воздуха внутри отапливаемых помещений

t_ро = -14 єС — расчетная температура наружного воздуха (определяется по таблице климатологических данных для г. Костромы);

t_нв= -8 єС — температура наружного воздуха для режима наиболее холодного месяца для вентиляционной нагрузки К_ов = (18 — (- 8)) /(18 — (- 14))= 0,813

2. Температура воды на нужды отопления и вентиляции в подающей линии для режима наиболее холодного месяца

t₁= 18 +64,5хК^0,8_ов + 67,5 х К_ов =18+ 64,5×0,813^0,8 +67,5×0,813=127,5 єС.

3. Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции для режима наиболее холодного месяца

t₂= t₁ — 80 х К_ов = 127,5 — 80×0,813 = 62,46єС.

4. Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию для максимально-зимнего режима

Q_ов^мз = Q_о + Q_в = 22+3,9 =25,9МВт Для режима наиболее холодного месяца

Q_ов ^хм = (Q_о + Q_в) х К_ов =(22 +3,9) х 0,813 = 21,06МВт.

5. Суммарный отпуск теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения Для максимально-зимнего режима

Q^мз = Q_ов^мз + Q_гв^мз = 25,9+8 =33,9МВт.

Для режима наиболее холодного месяца

Q^хм = 21,06+8 =29,06МВт.

6. Расход воды в подающей линии системы горячего водоснабжения потребителей для максимально-зимнего режима

G_гв^потр = 860 х Q_гв / (t_гв ^потр — t_св)= 860×8 / (60 — 5) = 125,1т/ч, где t_св =5єС температура сырой воды зимой (принимается)

7. Тепловая нагрузка подогревателя первой ступени (на обратной линии сетевой воды) для режима наиболее холодного месяца

Q_гв^1ст=0,116 х G_гв^потр (t₂ — (Дt_в + t_св))=0,116×125,1 х (62,46 — (10 + 5))= 6,8МВт, где Дt_в =10єС — минимальная разность греющей и подогреваемой воды.

8. Тепловая нагрузка подогревателя второй ступени наиболее холодного месяца

Q_гв^2ст= Q_гв^потр — Q_гв^1ст =8 — 6,8 =1,2МВт.

9. Расход сетевой воды на местный теплообменник второй ступени, то есть на горячее водоснабжение, для режима наиболее холодного месяца

G_гв^2ст =860 х Q_гв^2ст /(t₁ — t₂)=860×1,2 / (127,53 — 62,46) = 15,86 т/ч.

10. Расход сетевой воды на местный теплообменник для летнего режима

G_гв^л =860 х Q_гв^л /(t₁^л — (Дt_в + t_св)) = 860×5,5 / (70 — (10+15))= 105,1т/ч, где Q_гв^л — расход теплоты потребителями ГВС для летнего режима, МВт

t1 л = 70 єС — температура сетевой воды в прямой линии ГВС летом.

t_св = 15 єС — температура сырой воды для летнего режима.

11. Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию Для максимально-зимнего режима

G_ов^мз =860 х (Q_о + Q_в) / (t₁ — t₂) = 860 х (22,44+3,9) /(150 — 70)=283,2т/ч.

Для режима наиболее холодного месяца

G_ов^хм =860 х Q_ов ^хм / (t₁ — t₂) =860×21,06 /(127,53 — 62,46)= 278,34т/ч.

12. Расход сетевой воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение Для максимально-зимнего режима

G_вн^мз = G_ов + G_гв = 278,34 + 8 = 286,34 т/ч.

Для режима наиболее холодного месяца

G_вн^хм = 278,34 + 8 = 286,34т/ч.

Для летнего режима

G_вн^л = 0 + 105,1 = 105,1 т/ч.

13. Температура обратной сетевой воды после внешних потребителей Для максимально-зимнего режима

t_обр^мз = t₂ — 860 х Q_гв^л / G_вн^мз х з = 70 — 860×5,5/ 278,34×0,98 = 53,35єС Для режима наиболее холодного месяца

t_обр^хм = t₂ — 860 х Q_гв^л / G_вн^хм х з = 62,46 — 860×5,5/ 278,34×0,98 = 45,8єС Для летнего режима

t_обр^л = t₂ — 860 х Q_гв^л / G_вн^л х з = 70 — 860×5,5/ 105,1×0,98 =26 єС

14. Расход подпиточной воды для восполнения утечек в теплосети внешних потребителей Для максимально-зимнего режима

G_ут^мз = 0,01 х К_тс х G_вн^мз = 0,01×2×278,34= 5,57 т/ч.

Для летнего режима

G_ут^л = 0,01 х К_тс х G_вн^л = 0,01×2×105,1 = 2,102т/ч, где К_тс — потери воды в закрытой системе теплоснабжения и в системе потребителей принимаются 2,0% часового расхода воды внешними потребителями.

15. Расход сырой воды, поступающей на химводоочистку Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

G_св^мз = 1,25 х G_ут^мз = 1,25×5,57 = 6,96т/ч.

Для летнего режима

G_св^л = 1,25 х G_ут^л = 1,25×2,102 =2,63 т/ч, где 1,25 — коэффициент, учитывающий потери воды на собственные нужды в ХВО

16. Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

t_хов^мз = (G_ут^мз (t_д — t₂) х з / G_хов¹) + t_хов¹ = (5,57 х (104 — 62,46) х 0,98 / 8)+15=43,34 єС

Для летнего режима

t_хов^л = (G_ут^л (t_д — t₂) х з / G_хов¹)+t_хов¹=(2,102 (104 -62,46) х 0,98/8) +15=25,7 єС,

деt_хов¹, єС — температура сырой воды перед ХВО (принимается до 20єС)

t_д, єС — температура подпиточной воды после деаэратора

t₂=70 єС — температура подпиточной воды после охладителя деаэратора

17. Температура химически очищенной воды, поступающей в деаэратор Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

t_ховд^мз =(G_гр^под (t₁ — t_гр¹¹) х з / G_хов¹) + t_хов^мз =(3 х (150 -108) х 0,98/7) + 43,34 = 60,98єС.

Для летнего режима

t_ховд^л =(1 х (120−108) х 0,98/2,1) + 25,7= 45,3 єС.

18. Проверяется температура сырой воды перед ХВО Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

t_хов1^мз = (G_гр^под (t_гр¹¹ — t₂) х з / G_св^мз) + t_св = (3 х (108 -70) х 0,98 /6,96) + 5 = 21,05єС.

Для летнего режима

t_хов1^л = (1 х (108 -70) х 0,98 /4,75) + 14 = 21,84єС.

19. Расход греющей воды на деаэратор Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

G_грд^мз = (G_ут^мз х t_подп ¹ — G_хов¹ х t_ховд^мз) / t₁^вк = (5,57×104 — 7×60,98) / 150 = 1,01 т/ч.

Для летнего режима

G_грд^л = (G_ут^л х t_подп ¹ — G_хов¹ х t_ховд^л) / t₁^вк = (2,102×104 — 2,1×21,84) / 120 = 1,23т/ч.

20. Проверяется расход химически очищенной воды на подпитку теплосети Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

G_хов^мз = G_ут^мз — G_грд^мз = 5,57 — 1,01 = 4,56 т/ч.

Для летнего режима

G_хов^л = G_ут^л — G_грд^л = 2,102 — 1,23 = 0,872т/ч.

21. Расход теплоты на подогрев сырой воды Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

Q_ов^мз = 0,116 х G_св^мз х (t_хов1^мз — t_св) / з = 0,116×6,96 х (21,05 — 5) / 0,98 = 0,13 МВт Для летнего режима

Q_ов^л = 0,116 х G_св^л х (t_хов1^л — t_св) / з = 0,116×2,65 х (21,84 — 15)/0,98 = 0,02 МВт.

22. Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

Q_хов^мз = 0,116 х G_хов^мз х (t_ховд^мз — t_хов¹¹)/з = 0,116×4,56х (60,98 -43,34)/0,98 = 0,095МВт Для летнего режима

Q_хов^л =0,116 х G_хов^л х (t_ховд^л — t_хов¹¹)/з= 0,116×0,872 х (45,3 — 21,84)/0,98=0,02 МВт

23. Расход теплоты на деаэратор Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

Q_д^мз = 0,116 х G_грд^мз х (t₁^вк — t_подп¹¹)/з = 0,116×1,01х (150 — 70)/0,98= 0,09МВт.

Для летнего режима

Q_д^л = 0,116 х G_грд^л х (t₁^вк — t_подп¹¹)/з = 0,116×1,23х (120 — 70)/0,98= 0,11МВт

24. Расход теплоты на подогрев ХОВ в охладителе деаэрированной воды Для максимально-зимнего режима и наиболее холодного месяца

Q_охл^мз=0,116 х G_хов^мз х (t_хов¹¹ — t_хов¹)/з =0,116×4,56 х (82 — 21,05)/0,98=0,33МВт.

Для летнего режима

Q_охл^л=0,116 х G_хов^л х (t_хов¹¹ — t_хов¹)/з =0,116×0,872 х (45,3−21,84) /0,98= 0,02МВт.

25. Суммарный расход теплоты, необходимый в водогрейных котлах Для максимально-зимнего режима

УQ_вк^мз= Q^мз +Q_ов^мз +Q_хов^мз + Q_д^мз — Q_охл^мз =34,34 + 25,9 + 0,095 + 0,09 — 0,33=60,095 МВт.

Для наиболее холодного месяца УQ_вк^хм= Q^хм +Q_ов^хм +Q_хов^хм + Q_д^хм — Q_охл^хм =34,34 +21,06 +0,095 +0,09 — 0,02= 55,565МВт.

Для летнего режима УQ_вк^л= Q^л +Q_ов^л +Q_хов^л + Q_д^л — Q_охл^л =5,5 + 0,02 + 0,11 — 0,02= 5,61МВт.

26. Расход воды через водогрейные котлы Для максимально-зимнего режима

G_вк^мз = 860 х УQ_вк^мз / (t₁^вк — t₂^вк) = 860×60,095 / (150 -70) = 646,02 т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G_вк^хм = 860 х УQ_вк^хм / (t₁^вк — t₂^вк) = 860×55,565 / (150 -70) =597,32 т/ч.

Для летнего режима

G_вк^л = 860 х УQ_вк^л / (t₁^вк — t₂^вк) = 860×5,61 / (120 -70) = 96,5 т/ч.

27. Расход воды на рециркуляцию Для максимально-зимнего режима

G_рец^мз =G_вк^мз х (t₂^вк -t_обр^под) / (t₁^вк — t_обр^под) = 646,02 х (70 — 53,35) /(150 — 53,35) = 111,3т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G_рец^хм =G_вк^хмх (t₂^вк -t_обр^под) /(t₁^вк -t_обр^под) = 597,32х (70 -45,8) /(150 -45,8) = 132,7/ч.

Для летнего режима

G_рец^л =G_вк^л х (t₂^вк — t_обр^под)/(t₁^вк — t_обр^под) = 96,5 х (70 — 26) /(150 — 26) = 34,2 т/ч.

28. Расход воды по перепускной линии Для максимально-зимнего режима

G_пер^мз =G_вн^мз х (t₁^вк — t₁) /(t₁^вк — t_обр^под) = 646,02 х (150 — 127,5) /(150 — 53,35) = 149т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G_пер^хм =G_вн^хм х (t₁^вк — t₁) /(t₁^вк — t_обр^под) = 597,32 х (150 — 127,5) /(150 — 45,8) = 129 т/ч.

Для летнего режима

G_пер^л =G_вн^л х (t₁^вк — t₁) /(t₁^вк — t_обр^под) = 96,5 х (120 — 127,5) /(120 — 26) = 22,6 т/ч.

29. Расход сетевой воды от внешних потребителей через обратную линию Для максимально-зимнего режима

G_обр^мз = G_вн^мз — G_ут^мз = 646,02 — 5,57 = 640,45 т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G_обр^хм = G_вн^хм — G_ут^хм = 597,32 — 5,57 = 591,75 т/ч.

Для летнего режима

G_обр^л = G_вн^л — G_ут^л = 96,5 -2,102 = 94,4 т/ч.

30. Расчетный расход воды через водогрейные котлы Для максимально-зимнего режима

G_к¹= G_вн^мз + G_гр^под + G_рец^мз — G_пер^мз = 646,02 + 1,01 + 111,3 — 149 = 609,33 т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G_к¹= G_вн^хм + G_гр^под + G_рец^хм — G_пер^хм = 597,32 + 1,01 + 132,7 — 129 = 602,03 т/ч.

Для летнего режима

G_к¹= G_вн^л + G_гр^под + G_рец^л — G_пер^л = 96,5 + 1,23 + 34,2 — 22,6 = 109,33т/ч.

31. Расход воды, поступающей к внешним потребителям по прямой линии Для максимально-зимнего режима

G¹ = G_к¹ — G_грд^мз — G_рец^мз + G_пер^мз = 609,33 — 1,01 — 111,3 + 149 = 646,02 т/ч.

Для наиболее холодного месяца

G¹ = G_к¹ — G_грд^хм — G_гр^под — G_рец^хм + G_пер^хм = 602,03 -1,01 — 5−132,7 + 129 = 592,32 т/ч.

Для летнего режима

G¹=G_к¹ — G_грд^л — G_гр^под — G_рец^л + G_пер^л = 109,33 — 1,23 — 1 -34,2 + 22,6 = 95,5 т/ч.

32. Разница между найденным ранее и уточненным расходом воды внешними потребителями Для максимально-зимнего режима

Д = 100 х (G_вн^мз — G¹) / G_вн^мз = 100 х (278,34 — 609,02) / 609,02 = 1,32%.

Для наиболее холодного месяца Д = 100 х (G_вн^хм — G¹) / G_вн^хм = 100 х (278,34 — 592,32) / 592,32 = 0,9%.

Для летнего режима Д = 100 х (G_вн^л — G¹) / G_вн^л = 100 х (105,1 — 95,5) / 95,5 = 1,01%.

При расхождении, меньшем 3%, расчет считается оконченным.

Выполнив расчет тепловой схемы, нужно определить количество устанавливаемых котлов. По расчитанным нагрузкам, принимаем к установке 2 котла КВГМ-20−150. Определяем расход воды по одному котлу и сравниваем с установленым по паспорту. При выполнении условия, выбор котлов считают выполненым и проверяют количество котлов, работающих при различных режимах работы.

В соответствии с расчетом тепловой схемы к установке принимаем два котла КВГМ-20−150. По данным завода-изготовителя мощность одного котла Qвк = 23,2 МВт составляет при расходе воды через него 247 т/ч. Расчетный расход воды через один котел при максимально-зимнем режиме составляет 278,34/2=139,17<247 т/ч. В связи с этим, сохраняем температуру воды на выходе из котлов єC.

В летнее время теплоснабжение будет обеспечено одним котлом, который будет загружен на 47%. При режиме наиболее холодного месяца в работе будут находиться три котла. В случае выхода из строя одного котла подачу теплоты на вентиляцию общественных зданий и потребителям второй категории придется сократить на? Q = Qхм — Qвк * 2 = 29,06 -6,96 * 2 = 6,08 МВт, что в оответствии со СНиП 11−35 допускается.

2. Тепловой расчет котельного агрегата КВГМ-20-150

2.1 Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания

В качестве основного вида топлива принято по заданию природный газ.

Состав природного газа в процентах по объему, приводим в таблице 2.

Таблица 2

Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива:

Q_н^р = 33 603,8 кДж/м³ (8020 ккал/м³);

плотность при нормальных условиях

Определяем теоретические и действительные объемы воздуха и продуктов сгорания.

Теоретический объем воздуха, необходимого для сгорания топлива при сжигании газа при, , м³/м³:

(2.1.1)

где m — число атомов углерода;

n — число атомов водорода Теоретический объем продуктов сгорания:

теоретический объем водяных паров,, м³/м³:

(2.1.2)

где d_г. тл. — влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к 1 м³ сухого газа, г/м³; принимаем d_г. тл. = 10 г./м³

теоретический объем азота, м³/м³:

(2.1.3)

теоретический объем трехатомных газов, м³/м³:

(2.1.4)

теоретический объем продуктов сгорания, м³/м³:

(2.1.5)

Действительные объемы продуктов сгорания рассчитываются с учетом коэффициента избытка воздуха в топке и объемов присосов воздуха по газоходам котельного агрегата. Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки котла принимаем для камерной топки при сжигании газа равным 1,05 [1], величину присосов воздуха в газоходах котлоагрегата при номинальной нагрузке принимаем равным [1]:

конвективный пучок котла

экономайзер чугунный с обшивкой

стальной газоход (на каждые 10 м длины) .

Действительный суммарный объем продуктов сгорания природного газа, м³/м³:

(2.1.6)

Расчет действительных объемов продуктов сгорания и их составов по газоходам приводим на примере топки, результаты сводим в таблицу 3.

Таблица 3

2.2 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Энтальпия теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур, кДж/кг:

(2.2.1)

где (ct)_в-энтальпия 1 м³ воздуха, [1]

Энтальпия теоретического объема продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур, кДж/м³:

(2.2.2)

где — энтальпия 1 м³ трехатомных газов, теоретического объема азота и водяных паров [1], кДж/м³.

Энтальпия избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур t,, кДж/м³:

(2.2.3)

Энтальпию продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха, Н, кДж/м³:

(2.2.4)

где Н_зл — энтальпия золы: для газа Н_зл = 0.

Результаты расчетов энтальпий воздуха и продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 4.

Для составления таблицы интервал температур принимаем равным 100^оС.

Таблица 4

Определение КПД и расхода топлива котлоагрегата Тепловой баланс котлоагрегата характеризует равенство между приходом и расходом тепла. Тепловая эффективность котлоагрегата, совершенство его работы характеризуется коэффициентом полезного действия.

Приходная часть теплового баланса в большинстве случаев определяется по формуле Q_прих, кДж/м³(ккал/м³):

(2.3.1.1)

где Q_р^р — располагаемая теплота;

Q_н^р — низшая теплота сгорания топлива, для газа принимаем;

Q_н^с — низшая теплота сгорания сухой массы газа; принимаем по исходным данным для газа Q_н^с = 33 603,8 кДж/м³ (8020 ккал/м³);

Q_ф.т. — физическое тепло топлива: принимаем Q_ф.т.= 0, так как топливо-газ;

Q_т.в. — физическое тепло воздуха, подаваемого в топку котла при подогреве его вне котлоагрегата: принимаем Q_т.в.= 0, так как воздух перед подачей в котлоагрегат дополнительно не подогревается;

Q_пар. — теплота, вносимая в котлоагрегат при поровом распиливании жидкого топлива, кДж/кг: принимаем Q_пар.= 0, так как топливо газ.

Располагаемая теплота для котлоагрегата КВГМ-20−150 составляет:

Расходная часть теплового баланса котлоагрегата складывается и следующих составляющих:

(2.3.1.2)

Тепловой баланс котла составляется применительно к установившемуся тепловому режиму, а потери теплоты выражаются в процентах располагаемой теплоты:

(2.3.1.3)

Разделив уравнение (2.1.3.2) на Q_р^р получим его в следующем виде:

(2.3.1.4)

где q₁ — полезно использованная в котлоагрегате теплота;

q₂ — потеря теплоты с уходящими газами;

q₃ — потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива;

q₄ — потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива;

q₅ — потеря теплоты от наружного охлаждения;

— потеря теплоты от физической теплоты, содержащейся в удаляемом шлаке и от потерь на охлаждение панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла;

q_6шл.= 0, так как топливо газ;

q_6охл= 0, так как охлаждение элементов котлоагрегата КВГМ — 20,23−150 не предусматривается его конструкцией.

КПД брутто котельного агрегата определяется по уравнению обратного баланса, %:

(2.3.1.5)

Потеря теплоты с уходящими газами q₂, %:

(2.3.1.6)

где Н_ух — энтальпия уходящих газов из котлоагрегата, определяется из таблицы 3 при соответствующих значениях и выбранной температуре уходящих газов, кДж/м³; принимаем предварительно температуру уходящих газов Т_ух= 155^оС, ;

Н_ух = 2713 кДж/м³;

Н_х.в.^о — энтальпия теоретического объема холодного воздуха при температуре 30 ^оС, кДж/м³:

(2.3.1.7)

Потери теплоты от химического недожога q₃ для природного газа равны 0,5%. [1]

Потери теплоты от механического недожога q₄ для природного газа принимаем q₄ = 0.

Определяем q₂, %:

.

Потери теплоты от наружного охлаждения q₅, %:

(2.3.1.8)

где q_5ном — потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке водогрейного котла: для котла КВГМ — 23,26−150 q_5ном=0,9511% [1];

N_ном — номинальная нагрузка водогрейного котла, т/ч;

N — расчётная нагрузка водогрейного котла, т/ч

q₅ = 0.9511.

Коэффициент полезного действия котлоагрегата, %:

Суммарную потерю тепла в котлоагрегате, %:

(2.3.1.9)

Для последующих расчетов определяем коэффициент потери теплоты:

(2.3.1.10)

.

Полное количество теплоты, полезно отданной в котельном агрегате, Q, кВт:

(2.3.1.11)

где G_в — расход воды через водогрейный котёл: для КВГМ-20−150 G_в=247т/ч =68,61 кг/с

— энтальпия горячей воды на выходе из котла (150°С), кДж/кг;

— энтальпия холодной воды на входе в котел (70°С), кДж/кг;

кВт Расход топлива, подаваемого в топку котлоагрегата В, м³/ч:

(2.3.1.13)

.

Тепловой расчет топочной камеры Поверочный расчет топочной камеры заключается в определении действительной температуры дымовых газов на выходе из топочной камеры котлоагрегата, ^оС:

(2.3.2.1)

где Т_а — абсолютная теоретическая температура продуктов сгорания, К;

М — параметр, учитывающий распределения температур по высоте топки;

— коэффициент сохранения теплоты;

В_р — расчетный расход топлива, м³/с;

F_ст — площадь поверхности стен топки, м²;

— среднее значение коэффициента тепловой эффективности экранов;

— степень черноты топки;

Vc_ср — средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 м³ топлива в интервале температур, кДж/(кг К);

— коэффициент излучения абсолютно черного тела, Вт/(м²К⁴).

Для определения действительной температуры, предварительно задаемся ее значением в соответствии с рекомендациями. По принятой температуре газов на выходе из топки и адиабатической темпе-ратуре сгорания топлива О_а определяем тепловые потери, а по принятой — излучательные характеристики газов. Затем по известным геометрическим характеристикам топочной камеры получаем расчетным путем действи-тельную температуру на выходе из топки.

Поверочный расчет топки проводим в следующей последо-вательности.

Для принятой предварительно температуры определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по таблице 2.2.1 .

Полезное тепловыделение в топке Q_т, кДж/м³:

(2.3.2.2)

где Q_в — теплота, вносимая в топку воздухом: для котлов не имеющих воздухоподогревателя, кДж/м³:

(2.3.2.3)

Q_в.вн. — теплота, внесенная в котлоагрегат с поступающим в него воздухом, подогретым вне агрегата: принимаем Q_в.вн = 0, так как воздух перед котлом КВГМ-20−150 в рассматриваемом проекте не подогревается;

rH_г. отб. — теплота рециркулирующих продуктов сгорания: принимаем rH_г. отб. = 0, так как конструкцией котла КВГМ-20−150 рециркуляция дымовых газов не предусматривается.

.

Теоретическую (адиабатную) О_а температуру горения определяем по величине полезного тепловыделения в топке Q_т = Н_а.

По таблице 3 при Н_а = 33 835,75 кДж/м³ определяем О_а = 1827,91 ^оС.

.

Определяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки (х_т) при сжигании:

(2.3.2.4)

где, (2.3.2.5)

где Н_г — расстояние от пода топки до оси горелки, м;

Н_т — расстояние от пода топки до середины выходного окна топки, м;

Для котла КВГМ-20−150 расстояние Н_г = Н_т, тогда х_т = 0,53.

Коэффициент тепловой эффективности экранов определяем по формуле:

(2.3.2.6)

где — коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятие экранов вследствие загрязненности или закрытия изоляцией поверхностей; принимаем [1];

х — условный коэффициент экранирования; определяем по номограмме [1], при S = 64 мм, d = 60 мм, S/d = 64/60 =1,07, тогда х = 0,98;

Определяем эффективную толщину излучающего слоя в топке S, м:

(2.3.2.7)

где V_т, F_ст — объем и поверхность стен топочной камеры, м³ и м². Определяем по конструкторской документации на котел КВГМ-20−150.

V_т = 61,5 м³, F_ст = 106,6 м²;

Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени складывается из коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами (к_r) и сажистыми частицами (к_с) и при сжигании газа:

(2.3.2.8)

где r_п — суммарная объемная доля трехатомных газов: определяется из таблицы 3.

Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами k_r, :

(2.3.2.9)

где р_п — парциальное давление трехатомных газов, МПа;

(2.3.2.10)

где р — давление в топочной камере котлоагрегата, работающего без продувки: р = 0,1 МПа, [1];

— абсолютная температура газов на выходе из топочной камеры, К:

Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами к_с,

(2.3.2.11)

Где соотношение содержания углерода и водорода в рабочей массе топлива: для газового топлива принимается:

(2.3.2.12)

Степень черноты факела для газообразного топлива а_ф:

(2.3.2.13)

где а_св — степень черноты светящейся части факела:

(2.3.2.14)

а_r — степень черноты несветящихся трехатомными газами, определяется по формуле:

; (2.3.2.15)

m — коэффициент, характеризующий долю топочного объема заполненного светящейся частью факела.

Определяем удельную нагрузку топочного объема q_v, кВт/м³:

(2.3.2.16)

тогда m = 0,171.

Степень черноты топки при сжигании газа а_т:

(2.3.2.17)

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1 м³ газообразного топлива, кДж/(м³К):

(2.3.2.18)

Определяем действительную температуру на выходе из топки, ^оС:

Так как расчетная температура на выходе из топочной камеры отличается от ранее принятой более чем на 100 ^оС, то уточняем значение Vc_ср и по полученному ранее значению температуры.

Уточняем значение (1373К).

Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени:

где ,

.

Уточняем значение степени черноты факела:

где

.

Степень черноты топки:

.

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания, кДж/м³К:

.

Температура на выходе из топки:

Так как расчетная уточненная температура на выходе из топки отличается от ранее принятой всего на 25 ^оС, то полученную темпе-ратуру принимаем для дальнейшего расчета, как температуру на выходе из топки.

Расчет конвективного пучка котла Расчет конвективных поверхностей котла ведем в следующей последовательности:

По чертежу котлоагрегата определяем следующие конструктивные характеристики газохода:

площадь поверхности нагрева одного конвективного пучка Н=203,3 м²;

поперечный шаг труб S₁ = 64 мм;

продольный шаг труб S₂ = 40 мм;

число труб в ряду z₁ = 46 шт.;

число рядов труб по ходу продуктов сгорания z₂ = 14 шт.;

наружный диаметр и толщина стенки трубы

площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания F = 1,94 м².

Подсчитываем относительный шаг:

— поперечный

— продольный

Предварительно принимаем значение температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода:

Определяем теплоту, отданную продуктами сгорания по уравнению теплового баланса Q_б, кДж/м³:

(2.3.3.1)

где — коэффициент сохранения теплоты;

Н' - энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева; принимаем из расчета топочной камеры Н'=Н_т«=21 519,1 кДж/м³ при =1266^оС;

Н" - энтальпия продуктов сгорания после конвективного пучка, принимаем из таблицы 2.2.1 при = 155^оС Н₁" = 2713 кДж/м³;

— присос воздуха в конвективном пучке;

Н^о_пр. в. — энтальпия присосанного воздуха при t_в = 30 ^оС, Н^о_пр. в. = Н^о_х.в. = 380.93 кДж/ м³;

кДж/м³,

Расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе определяем по формуле О, ^оС:

(2.3.3.2)

Определяем температурный напор, ^оС:

(2.3.3.3)

где t_к — температура охлаждающей среды: для водогрейного котла

t_к=110 ^оС Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева, м/с:

(2.3.3.4)

Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании коридорных пучков, Вт/(м²К):

(2.3.3.5)

где — коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме [1],

= 112,5 Вт/м²К;

с_z — поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, определяем по номограмме [1], с_z = 0,98;

с_s — поправка на компоновку пучка, определяем по номограмме [1],

с_s = 1,0;

с_ф — коэффициент, учитывающий влияние физических параметров потока, определяем по номограмме [1]: ,

Вычисляем степень черноты газового потока (а). При этом предварительно вычисляем суммарную оптическую толщину:

(2.3.3.6)

где s — толщина излучающего слоя, для гладкотрубных пучков, м:

(2.3.3.7)

к_зл. — коэффициент ослабления лучей золовыми частицами, принимаем при сжигании газа к_зл. = 0;

— концентрация золовых частиц, принимаем ;

р — давление в газоходе, принимаем для котлов без надува равным 0,1МПа;

к_г — коэффициент ослабления лучей трехатомными газами, определяем по формуле:

(2.3.3.8)

где ;

;

Определяем коэффициент теплоотдачи, учитывающий передачу теплоты излучением, Вт/м²К:

(2.3.3.9)

где — коэффициент теплоотдачи, определяем по номограмме [1], Вт/м²К;

а — степень черноты продуктов сгорания, определяем по номограмме [1]: ;

с_г — коэффициент, учитывающий температуру стенки, определяем по номограмме.

Для определения и с_г вычисляем температуру загрязненной стенки t_s, ^оС:

(2.3.3.10)

где t — средняя температура окружающей среды, t₁ = 85^оС;

— при сжигании газа принимаем равной 25^оС [1];

Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт/м²К:

(2.3.3.11)

где — коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева, принимаем [1];

Определяем коэффициент теплопередачи k, Вт/м²К:

(2.3.3.12)

где — коэффициент тепловой эффективности: [1];

Определяем количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева Q_т, кДж/м³:

(2.3.3.13)

Проверка теплового баланса Расчёт считается верным, если выполняется следующее условие [1]:

(2.3.4.1)

где, (2.3.4.2)

где количества теплоты, воспринятые лучевоспринимающими поверхностями топки и котельными пучками, кДж/м³;

(2.3.4.3)

?Q=0,698•[33 603,8•0,918 — (11 963,853+18 977,679)]= - 65,084

Тогда

3 Аэродинамический расчет

3.1 Аэродинамический расчет газового тракта котла КВГМ-20-150

Расчет тяги при сжигании природного газа произведен согласно существующей методике и представлен в виде таблицы 5.

Таблица 5

Суммарное сопротивление газового тракта:

(3.2.1)

4. Выбор вспомогательного оборудования

4.1 Выбор дымососа и вентилятора

Объём дымовых газов, которые проходят через дымосос V_дым, м³/с:

(4.1.1)

где расчётный расход топлива, м/с;

объём уходящих газов, м/м;

коэффициент присоса воздуха, ;

теоретическое количество воздуха, м/м;

температура уходящих газов, ;

Производительность дымососа V_р, м³/с:

(4.1.2)

где коэффициент запаса по производительности: [1];

Расчетный полный напор дымососа H_n, Па:

Па (4.1.3)

где — коэффициент запаса по напору, =1,05 [1];

H — самотяга дымовой трубы;

полное сопротивление котельной установки, кгс/м²;

Па (4.1.4)

где сопротивление экономайзера, Па:

Па (4.1.5)

где число труб экономайзера, Па;

cредняя скорость газов в экономайзере:

(4.1.6)

^оС

— потери с местными сопротивлениями, Па:

(4.1.7)

где плотность газа при средней температуре:

суммарное сопротивление газового тракта, определяется в п. 3;

Пересчёт напора на температуру перемещаемой среды указанной в справочнике Н_р, Па:

где температура для которой составлена приведённая напорная характеристика; ;

Мощность потребляемая дымососом N, кВт:

(4.1.8)

Расчётная мощность электродвигателя N_дв, кВт:

кВт (4.1.9)

где — коэффициент запаса: [1];

Принимаем к установке дымосос типа ДН — 2,5 [4]; КПД — 82%; Hапор — 2,06 кПа; Производительность — 3,2•10 м/ч; Двигатель 90L2 (3 кВт) Определяем количество холодного воздуха V_хв, м³/с:

(4.1.10)

где коэффициент запаса по производительности, [1];

температура холодного воздуха, ;

Полный расчетный напор вентилятора Н_р, Па:

(4.1.11)

где сопротивление горелки, принимаем

сопротивление воздуховода, принимаем

коэффициент запаса по напору, ;

Мощность двигателя вентилятора N_дв, кВт:

(4.1.12)

Расчётная мощность двигателя вентилятора N^расч_дв, кВт:

N=N•, (4.1.13)

гдекоэффициент запаса, =1,05 [1];

N=7,58•1,05=7,95

Для водогрейного котла КВГМ-20−150 принимаем к установке:

1) Дымосос типа ДН — 2,5 [4]; КПД — 82%; Hапор — 2,06 кПа; Производительность — 3,2•10 м/ч; Двигатель 90L2 (3 кВт)

2) Вентилятор типа ВДН-3 [4]; КПД -83%; Hапор — 3.5 кПа; Производительность — 5•10 м/ч; Двигатель АО2−92−6 (7,5 кВт).

4.2 Выбор насосов

Сетевые насосы выбираются по производительности и напору. Суммарная производительность насосов выбирается из расчёта обеспечения максимального расхода сетевой воды при выходе из строя одного насоса. В котельных устанавливается не менее двух насосов.

По :

т/ч (4.2.1)

К установке выбираются 3 насоса ЦНС (Г) 38−132 с характеристиками: производительность Q= 38 м³/ч; давление H= 132 м. вод. ст.

Также подбираем к установке в тепловой схеме котельной 2 рециркуляционных насоса ЦН 60/192 [16], 3 подпиточных насоса ЦНС (Г) 60−66 и 2 циркуляционных насоса на Grundfos NBE производительность до 475 м³/ч; давление до 95 м. вод. ст.

В схеме химводоочистки подбираем к установке 2 насоса исходной воды ЦНС (Г) 38−44 [16], 2 насоса регенерационного раствора К (М) 65−50−160а [19]

4.3 Выбор подогревателей

Сетевые подогреватели выбираются по необходимой площади поверхности нагрева.

Поверхность нагрева подогревателя:

м² (4.3.1)

где =30,44 МВт — максимальная нагрузка отопления и горячего водоснабжения;

— коэффициент теплопередачи, Вт/м²К, для водоводяных подогревателей по выбирается равным 2200 Вт/м2К;

— средняя разность температур между теплоносителями в подогревателе, С;

==27С; (4.3.2)

Площадь поверхности нагрева теплообменника:

= 523 м².

Так как по СНиП II-35−76 число устанавливаемых подогревателей для систем отопления и вентиляции должно быть не менее двух, выбираются 2 водоводяных теплообменника ВВТ-300−30−25 с площадью поверхности нагрева 300 м².

Подбираем также к установке 2 водоводяных теплообменника на ГВС ПП1−76−7-IV [4], а также 1 водоводяной теплообменник химически очищенной воды ПП1−108−7-IV.

5. Выбор и расчет схемы водоподготовки

5.1 Исходные данные

Подпиточной и сетевой водой является вода из городского водопровода. Показатели качества воды приведены в таблице 6.

Таблица 6 — Состав исходной технической воды

5.2 Выбор схемы химводоочистки

Выбор схемы химводоочистки производим согласно рекомендации.

Так как потери в системе не превышают 10%, есть смысл примменять Nа — катионирование. [7]

Относительная щелочность воды в котле равняется относительной щёлочности обработанной воды и определяется по формуле:

% (5.3.2)

где 40 — эквивалент NaOH, мг/л;

Щ_ов — щелочность обработанной воды: Щ_ов = Ж_к= 4 мг-экв/л;

Поскольку относительная щёлочность котловой воды не превышает допустимой нормы, (для паровых котлов 20%), возможно применение Nа — катионирования. [7]

Концентрация углекислоты в паре при деаэрации питательной воды с барбатажем определяют по формуле:

мг/кг (5.3.3)

где — доля обработанной воды в питательной;

— доля разложения Na₂CO₃ в котле при соответствующем давлении 1,4 кгс/см²: ;

— доля разложения NaHCO₃ в котле: [7]

мг/кг

Т. к. концентрация углекислоты в паремг/кг, возможно применение Nа — катионирования.

По трем показателям (продувка, относительная щелочность и содержание углекислоты) применяем схему одноступенчатого Na-катионирования.

5.3 Расчет основного оборудования

Na-катионитные фильтры

Таблица 7? Расчет натрий-катионитных фильтров второй ступени

Таблица 8 — Расчет натрий-катионитных фильтров первой ступени

6. Расчет системы газоснабжения

6.1 Выбор газового фильтра

Фактическое сопротивление чистого фильтра, мм. вод. ст:

(6.1.1)

где расход природного газа через фильтр, м³/ч: ;

сопротивление фильтра по паспортным данным:

мм. вод. ст. [11];

паспортная пропускная способность фильтра, соответствующая мм. вод. ст.: ;

фактическая плотность природного газа:

паспортная плотность природного газа:

паспортное значение давления газа за фильтром, кгс/см²:

(6.1.2)

где сопротивление измерительной камеры: принимаем 550 мм. вод. ст;

Р₁ — давление на входе в ГРУ, кгс/см²

Р_п.ф. — фактическое значение давления газа за фильтром, кгс/см³;

Выбираем к установке на ГРУ фильтр волосяной сварной ФГ-40.

С пропускной способностью до 6000

6.2 Подбор регулятора давления

Определим расчётную пропускную способность V_р.пр, м³/ч:

При

(6.2.1)

где [10]

Максимальная загрузка РДУК2 n_max, %:

(6.2.2)

Минимальная загрузка РДУК2 n_min, %:

(6.2.3)

Следовательно, регулятор работает в режиме устойчивого регулирования.

Принимаем к установке регулятор РДУК-2Н-100: V_р.пр.=14 893,15 м³/ч.

6.3 Выбор предохранительно-запорного клапана

Предел настройки ПЗК определяется P_ПЗК, кгс/см²:

(6.3.1)

Выбираем к установке ПКК-40МН — 0,6: диапазон настройки срабатывания 0,1−0,15 кгс/см².

6.4 Выбор предохранительно-сбросного клапана

ПСК устанавливается на выходном газопроводе из ГРУ. Количество газа, подлежащее сбросу ПСК, при наличии перед регулятором давления ПЗК, V_ПСК, м³/ч:

(6.4.1)

Предел настройки ПСК Р_ПСК, кгс/см²:

(6.4.2)

Принимаем к установке ПСК-25 В.

7. КИП и автоматика котельной

Раздел предусматривает оснащение основного и вспомогательного оборудования котельной средствами автоматического регулирования, теплового контроля и защиты в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.002, ГОСТ 12.2.032, СНиП 2.09.02, «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», а также СНиП II-35−76 «Котельные установки».

Котел должен устанавливаться в производственных помещениях, относящихся по пожарной безопасности к категориям Г и Д и к степеням I и II по огнестойкости согласно СНиП 2.09.02.

Управление работой оборудования требует наличия в котельной аппаратуры контроля и управления. Основной и необходимой частью аппаратуры являются контрольно-измерительные приборы, по которым осуществляется оперативное управление технологическим процессом, обеспечивающее экономичную, надежную и безопасную работу оборудования. Кроме того, показания приборов используются для получения исходных данных при составлении учета и отчетности по работе установки в целом.

В котельных технологическому контролю подлежат следующие параметры:

— расход питательной воды и ее параметры: давление, температура;

— температура уходящих газов и воздуха;

— анализ продуктов сгорания;

— количество и качество сжигаемого топлива;

— качество воды;

— давление воздуха, разрежение в топке и других пунктах газового тракта котельного агрегата;

— расход электроэнергии на собственные нужды и др.

Текущий контроль и ведение режима осуществляется по показывающим приборам. Для измерения параметров, необходимых при подсчете технико-экономических показателей, а также последующем анализе причин нарушения режимов или аварий, устанавливаются регистрирующие приборы. Замеры количества воды и электроэнергии, необходимые только для отчетности, производятся расходомерами с суммирующими счетчиками.

Для удобства обслуживания персоналом оборудования в современных котельных приборы контроля и управления концентрируются на тепловых щитах. Управление работой котельного агрегата осуществляется путем воздействия на отдельные механизмы и устройства (вентиляторы, дымососы, запорная арматура и др.) дистанционно.

7.1 Теплотехнический контроль

Приборы теплотехнического контроля выбраны в соответствии со следующими принципами:

· параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса и осуществления предпусковых операций, измеряются показывающими приборами;

· параметры, учёт которых необходимо для хозяйственных или коммерческих расчётов или анализа работы оборудования, контролируются самопишущими или суммирующими приборами;

· параметры, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, контролируются сигнализирующими приборами.

7.2 Автоматическое регулирование

Для каждого котлоагрегата предусмотрено автоматическое регулирование процесса горения, осуществляемое тремя регуляторами: топливо (газ), воздуха и разрежение. Кроме того, для каждого котла предусмотрено регулирование температуры дымовых газов за дымососом.

Для вспомогательного оборудования предусматриваются следующие регуляторы:

1. температура прямой сетевой воды;

2. температура на выходе из подогревателя горячего водоснабжения;

3. температура воды на выходе из деаэратора;

4. давление циркуляционной воды горячего водоснабжения;

5. давление подпиточной воды;

6. давление питательной воды к котлам.

7.3 Розжиг и технологическая защита

Схема защиты, предусмотренная на типовом щите управления котлом выполняет независимый розжиг и отключение оборудования при нарушении основных параметров технологического процесса. Кроме того, предусмотрена возможность остановки котла по месту кнопкой.

Схема защиты срабатывает в следующем случае:

1. понижения температуры в топке;

2. понижения давления воздуха;

3. уменьшения разрежения в топке;

4. погасания пламени;

5. неисправности цепей защиты.

Схема защит предусматривает запоминание первопричины аварийной остановки котла. Во всех случаях отключения котла повторный пуск его возможен только после устранения причины, вызвавшей его остановку. Отключение котла сопровождается светозвуковой сигнализацией на щите.

7.4 Сигнализация и управление

Схема технологической сигнализации служит для предупреждения обслуживающего персонала об отклонении параметров от нормы. В качестве звукового сигнала принят звонок. Звуковой сигнал снимается дежурным персоналом, а световой (световые табло размещены на щитах контроля управления) горит до ликвидации нарушения.

Схема аварийной сигнализации служит для извещения оператора об аварийном состоянии электродвигателя основного оборудования. В качестве звукового сигнала принят ревун, а световая аварийная сигнализация осуществляется красной лампочкой, расположенной над ключом управления электропривода.

7.5 Питание электроэнергией

Питание контрольно-измерительной аппаратуры управления, сигнализация и регулирования предусмотрено напряжением 220 В переменного тока. Для питания измерительных преобразователей типа «Сапфир» напряжением 36 В постоянного тока предусмотрена установка специальных блоков питания типа 22 БП-36.

Для получения ремонтного напряжения 12 В на всех щитах предусмотрены розетки, к которым по проекту силового электрооборудования запроектирован подвод сети напряжением 12 В.

8. Технико-экономический расчет

Оценка качества принятого в дипломном проекте технического решения производится на основе анализа ее технико-экономических показателей, в число которых входят технологические и экономические показатели. К основным техническим показателям, определяемым в экономической части проекта, относятся: установленная мощность котельной, расходы топлива и др. Здесь рассчитывается и режимный показатель — число часов использования установленной мощности котельной.

Важнейшим экономическим показателем, определяемым в дипломном проекте, является себестоимость отпущенной теплоты.

10.1 Расчет технических показателей Годовой отпуск теплоты на отопление:

ГДж/год (8.1.1)

где — продолжительность отопительного периода: для г. Ростов-на-Дону =175 суток [13];

— средний расход теплоты на отопление за отопительный период на нужды отопления

кВт (8.1.2)

где — максимальная часовая отопительная нагрузка; согласно заданию, суммарная максимальная тепловая нагрузка составляет 42,25 МВт, поэтому, разбивая ее на составляющие, получаем расход тепла на отопление: =22,44 МВт, на вентиляцию: =3,9 МВт;

— расчетная температура воздуха внутри зданий, принимается в соответствии со СНиП 11−35, ;

— средняя за отопительный период температура наружного воздуха, в соответствии со СНиП 11−35, ;

— расчетная температура наружного воздуха для отопления, в соответствии со СНиП 11−35, .

Годовой отпуск теплоты на вентиляцию:

ГДж/год (8.1.3)

где — средний расход теплоты на вентиляцию за отопительный период

кВт (8.1.4)

где — расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, в соответствии со СНиП 11−35−76, ;

кВт;

— усреднённое за отопительный период число часов работы системы вентиляции в течение суток, принимается равным 16 часов.

ГДж/год.

Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение:

(8.1.5)

где — средний расход теплоты на горячее водоснабжение за отопи-тельный период, кВт:

(8.1.6)

где — максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение, принимается согласно показателям расчета тепловой схемы, кВт, тогда

кВт;

— средний расход теплоты на горячее водоснабжение за летний период, кВт:

(8.1.7)

где — температура холодной воды в летний период, принимается равной 15 С;

— температура холодной воды в отопительный период, принимается равной 5 С;

— коэффициент, учитывающий снижение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в летний период по отношению к отопительному периоду: принимается равным 0,8;

350 — число суток в году работы системы горячего водоснабжения;

ГДж/год.

Годовой отпуск тепла от котельной, ГДж/год (Гкал/год):

(8.1.9)

Годовая выработка теплоты котельной:

ГДж/год (Гкал/год) (8.1.10)

где — к.п.д теплового потока: для газа равен 97%.

Число часов использования установленной мощности котельной в году:

ч/год (8.1.11)

Годовой расход топлива котельной:

— условного топлива:

а) на выработку теплоты:

(8.1.12)

где — удельный расход условного топлива на выработку единицы тепла: для нескольких типов котлов определяется как средневзвешенный показатель:

кг. у.т. / Гкал (8.1.13)

где КПД водогрейного котла:

кг. у. т/ Гкал тут т.у.т.

б) на отпуск теплоты:

тут (8.1.14)

где — удельный расход условного топлива на отпуск единицы тепла,

кг. у.т. / Гкал (8.1.15)

— натурального топлива:

а) на выработку теплоты:

тыс. м³/год (8.1.16)

где теплота сгорания условного топлива: ккал/год;

низшая теплота сгорания натурального топлива:

ккал/год б) на отпуск теплоты:

тыс. м³/год (8.1.17)

тыс. м³/год.

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной:

(8.1.18)

где — число часов работы котельной в году, для котельной с горячим водоснабжением =8400 часов [1];

— коэффициент использования установленной электрической мощности, принимается равным 0,75 [13];

— установленная мощность токоприёмников,

кВт (8.1.19)

где — удельный расход электрической мощности на собственные нужды котельной, принимается 18 кВт/МВт [13];

— установленная мощность котельной

кВт;

кВт•ч/год.

Удельный расход электрической энергии на собственные нужды котельной:

кВт•ч / Гкал.

Годовой расход воды котельной:

т/год (8.1.20)

где — расход сырой воды на химводоочистку для зимнего и летнего режимов, согласно тепловой схеме: =6,96 т/ч, =2,65 т/ч.

т/год.

Удельный расход сырой воды на 1 Гкал отпущенного тепла:

т / Гкал (8.1.21)

т / Гкал.

Расчёт экономических показателей Топливная составляющая затрат:

млн. руб./год где — стоимость единицы топлива, 4278,86 руб./ тыс. м³

Годовые затраты на электроэнергию:

млн. руб./год

млн. руб./год.

Годовые затраты на использованную воду:

млн. руб./год где — стоимость 1000 м³ воды: = 26 340 руб./тыс. м³.

Капитальных затраты на сооружение котельной:

К = К₁ + К₂,

К₁ — затраты на приобретение оборудования, млн руб.;

К₂ — стоимость строительно-монтажных и наладочных работ, млн руб.

К₂ составляет 10% от стоимости оборудования.

К = 103,248 млн руб.

Численность персонала:

чел.

где — штатный коэффициент: =0,9 чел./МВт [13]

Годовой фонд заработной платы:

млн. руб./год И_осн — основная заработная плата;

И_доп — дополнительная заработная плата;

Отчисления на социальные нужды:

социальное страхование — 30%;

Амортизационные отчисления:

млн. руб./год где — нормы амортизации по зданиям и сооружениям и по оборудованию соответственно:, ;

— стоимость зданий и сооружений,

млн. руб.

где — доля стоимости общих строительных работ: =30% [13];

— капитальные затраты на сооружение котельной на 2015 год

— стоимость оборудования,

млн. руб.

где — доля стоимости оборудования с монтажом: =70%

млн. руб.

млн. руб./год.

Затраты на ремонтно — эксплуатационное обслуживание:

млн. руб./год Прочие расходы:

млн. руб./год Годовые эксплуатационные расходы котельной:

млн. руб./год Структура себестоимости отпущенного тепла приведена в таблице Таблица 11 — Издержки

Затраты на отпуск теплоты, р / Гкал:

Себестоимость тепловой энергии:

Объем реализуемой продукции.

млн. руб./год

— цена тарифа за отпущенную энергию. Для отопления и ГВС 1671,15 руб. / Гкал.

Для реализуемого тепла 1470,5 руб. / Гкал.

Прибыль до налогообложения, млн. руб./год:

Величина общей рентабельности:

где S_ноб — среднегодовая стоимость нормируемых оборотных средств, руб.

Налог на прибыль составляет:

где Н — налог на прибыль, 20%.

Чистая прибыль:

Расчет интегральных критериев эффективности Таблица 12 — Интегральне критерии

Срок окупаемости 5 лет и 10 месяцев Результаты расчёта сводим в таблицу 13

Таблица 13? Основные технико-экономические показатели котельной

Заключение

При выполнении дипломного проекта был произведён расчёт отопительной котельной установленной мощностью 115 МВт, по результатам которого были приняты к установке три водогрейных котла КВГМ-20−150, работающие на природном газе.

Был произведен расчет необходимого расхода газа для покрытия заданной нагрузки, выполнены тепловые расчёты топок, газоходов котлов, конструктивный расчёт экономайзера (расчёт хвостовых поверхностей котельного агрегата) и проверка теплового баланса, а также сделан выбор вспомогательного оборудования. Для надежной и безопасной эксплуатации котлоагрегатов применены схемы автоматического контроля и регулирования процессов. В проекте отражены вопросы техники безопасности и охраны окружающей среды, произведен расчет основных технико-экономических показателей, в результате которых были определены себестоимость отпускаемой теплоты в размере 810,19 руб. / Гкал и срок окупаемости 5 лет и 10 месяцев.

Принятое проектное решение позволяет полностью удовлетворить потребности в горячей воде, а также обеспечить бесперебойное и качественное теплоснабжение потребителей жилищно-коммунального сектора.

Эстеркин Р. И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. Учеб. пособ. для техникумов. — Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1989.-280 с.

Нащокин В. В. Техническая термодинамика и теплопередача: Учеб. пособие для ВУЗов. — 3-е изд., испр. и доп. — М.: Высш. школа, 1980.-467 с.

Гусев Ю. А. Основы проектирования котельных установок (учебное пособие для ВУЗов). Изд. 2-ое, переработанное и дополненное. М.: Стройиздат, 1973.

Роддатис К. Ф. Полтарацкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности./под ред. Роддатиса К. Ф. — М.: Энергатомиздат, 1989.-488 с.

Зимницкий В.А., Каплун А. В. Лопастные насосы. Справочник. М., 1980.

Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник/ А. М. Бакластов, В. М. Бродянский, Б. П. Голубев и др.; Под общ. ред. В. А. Григорьева и В. Н. Зорина.-М.: Энергоатомиздат, 1983.-552 с.

Лифшиц О. В. Справочник по водоподготовке котельных установок. Изд. 2-е, перераб. и доп., М.: Энергия, 1976.

Порецкий Л.Я. и др. Справочник эксплуатационника газифицированных котельных/ Л. Я. Порецкий, Р. Р. Рыбаков, Л.: Недра, 1988. — 608 с.

Сжигание газов в топке котлов и печей, и обслуживание газового хозяйства предприятий. Под ред. В. Е. Берхмана. Ленинград «Недра», 1980.

Гапоненко А. М. Арестенко Ю.П. Пахомов Р. А. Методические указания по подготовке выпускной квалификационной работы по направлению 140 100 «Теплоэнергетика и теплотехника» Краснодар 2013;80 с.

Справочник работника газового хозяйства. Изд. 3-е, перераб. и доп. Л. «Недра», 1973.-360 с. Авт.: М. А. Нечаев, А. С. Иссерлин, Б. И. Млодок, А. Н. Плотникова.

12. Производственные и отопительные котельные. /Е.Ф. Бузников, К.Ф.

Роддатис, Э. Я. Берзиньш. — 2-е изд., перераб. — М.: Энергатомиздат, 1984.-248 с., ил.

13. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. — Мн.: «Инженерный центр» «БОИМ», 2006. — 194 с.

14. Кострикин Ю. М. и др. Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления: Справочник/ Ю. М. Кострикин, Н. А. Мещерский, О. В. Коровина. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 254 с.

15. Гапоненко А. М. Автоматизация тепловых процессов на электростанциях и системах теплоснабжения. Краснодар, издательство КубГТУ 1996;168 с.

16. Охрана труда в машиностроении. Второе издание, переработанное и дополненное. Под редакцией д.т.н. проф. Е. Я. Юдина и д.т.н. проф. С. В. Белова. Москва «Машиностроение» 1983 — 432 с.

17. Денисенко Г. Ф. Охрана труда: учебное пособие для инж.-экон. спец. вузов. «Высшая школа» 1985 — 319 с.

18. Методические указания по выполнению экономической части дипломного проекта для студентов всех форм обучения специальностей 140 101 Тепловые электрические станции и 140 104 Промышленная теплоэнергетика. Составитель канд. экон. наук, доц. Е. О. Белова Краснодар 2012 — 24 с.

19. Бирюков Б. В. Котельные установки и парогенераторы. Учебное пособие., Краснодар, КубГТУ, 2012 — 357 с.