Диплом - Проектирование котельной

м2

14. Количество секций подогревателя

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

где Fi - поверхность нагрева одной секции водоподогревателя

Принимаем 2 секции

2. 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

((=3,7

5. Потери напора воды в трубках для двух секций водоводяного подогревателя

при длине хода 4м

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

где ( - плотность воды, принимаем равной 1000м/м3

- количество секций подогревателя, соединенных последовательно

( - коэффициент трения

Потери напора в межтрубном пространстве

1. Эквивалентный диаметр живого сечения межтрубного пространства

dмтрэ=0,019559м

2. Коэффициент трения при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте

шероховатости а=0,0002м и принимаем равным 0,04

3. Коэффициент местного сопротивления подогревателя по межтрубному

пространству определяем по формуле:

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

где (п - площадь сечения подходящего патрубка

Средняя температура нагреваемой воды

tср=(t1*t2)/2=(70+82,34)/2=76,17оС

Среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагре ваемой

водой

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

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

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

Для сетевой установки типа БПСВ-14 к дальнейшему расчету выписываем

конструктивные данные водоводяного подогревателя 140СТ 34-588-68 3

а) внутренний диаметр корпуса Двн = 259 мм

б) наружный и внутренний диаметр трубок

dн=16мм, dвн=14мм

в) число трубок в живом сечении подогревателя

Z=109

г) площадь живого сечения трубок

(тр=0,01679м2

д) площадь сечения межтрубного пространства

(мтр=0,03077м2

е) поверхность нагрева одной секции

Fi=20,3м2

(п=0,03765м2

(мтр - площадь живого сечения межтрубного пространства принимаем

(м =0,03077м2 3

4. Потери напора воды в межтрубном пространстве двух секций водоводяного

подогревателя

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

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

(мтр - скорость воды в межтрубном пространстве, (мтр=0,126м/с

(из теплового расчета водоводяного подогревателя)

(=1000 - плотность воды в кг/м3

2.4.3. 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:

(тр=25,68/(0,0151*1000)=1,7 м/с

4. Средняя температура нагреваемой воды

tср=(150+82,34)/2=116,2 оС

5. Среднелогарифмическая разность температур между паром и водой:

(t=(82,66-15)/(82,66/15)=39,64 оС

где (tб - большая разность температур

(tб=165-82,34=82,66 оС

(tм - меньшая разность температур

(tм=165-150=15 оС

6. Средняя температура стенок трубок

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

7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок

(1=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:

(2=А1*1,163*(0,8тр/d0,2вн=3019*1,163*1,70,8/0,0140,2=12602 Вт/м2к

где A1 - температурный множитель ,определяемый по формуле

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

9. Коэффициент теплопередачи

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

Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения

поверхности нагрева:

К=3914*0,75 = 2935,5 Вт/м2к

где 0,75- поправочный коэффициент на загрязнение и неполное

смывание поверхности нагрева, m = 0,75

10. Поверхность нагрева пароводяного подогревателя

H=7,28*106/(2935,5*39,64)=62,56 м2

11. Количество подогревателей

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

Принимаем 2 рабочих

2.4.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО

ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Потери напора в трубках пароводяного подогревателя определяются по

формуле:

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

Па

где (hтр - потери напора на трение

(hмс - потери напора на местные сопротивления

( - коэффициент трения, принимаемый при средних значениях чисел Рейнольдса

и коэффициенте шероховатости = 0,0002м равным 0,04

(-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

(( - сумма коэффициентов местных сопротивлений.

Коэффициент местных сопротивлений для четырехходового пароводяного

подогревателя

вход в камеру - 1,5

вход из камеры в трубки 1х4 - 4

выход из трубок в камеру 1х4 - 4

поворот на 180o в камере - 2,5

выход из камеры - 1,5

Сумма коэффициентов местных сопротивлений для четырехходового

пароводяного подогревателя марки 050СТ 34-577-68 будет составлять (( =13,5

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В технико-экономическом разделе дипломного проекта производится сравнение

использованных двух видов топлива на реконструируемой котельной: Основного

- угля ГР и перспективного - газа от дегазации газовых выбросов шахт, а

также определяется сметная стоимость строительных и монтажных работ.

Технико-экономические расчеты производятся в гривнах с использованием

переводных индексов стоимости строительно-монтажных работ в цены 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

(Qвырг=(Qгтп+(Qсн

(3.1)

где Qгтп - годовая отпущенная тепловая энергия,

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

15*Qот

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

nоп)*3,6+Qзтех*nоп*3,6 (3.2)

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

Qзгв - расчетный расход тепловой энергии в зимний период, Qзгв = 1,36 МВт

(табл. 1.2)

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

Qтех - расход тепловой энергии на технологию в зимний и летний периоды

Qзтех = 11,69 МВт, Qлтех = 1,24 МВт (табл.1.3)

Qопов - расход тепловой энергии за отопительный период на отопление и

вентиляцию, МВт

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

(Qгопт - годовая отпущенная тепловая энергия

(Qсн - годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной

(Qсн=0,15*Qот

Тогда:

Qготп=7,4*4320*3,6+1,36*4320*3,6+0,963(8400-4320)*3,6+1,24(8400-

4320)*3,6+11,69*4320*3,6 =350396 ГДж/г

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

2.Годовой расход топлива, т/год

уголь

Вг=Кптх * Qгвыр / (ку * Qрн

где Кпт – коэффициент, учитывающий потери топлива для угля - Кпт =1,07; для

газа дегазации Кпт =1,05

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

-при сгорании каменного угля Вкт=1,07*402955,4/0,8396*22040=25298 т/г

-при сгорании газа от дегазации Вгт=1,05*402955,4*106/0,93*39750=11,44*106

м3/год

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

Стоимость газа дегазации 84,4 грн. за 103 м3

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

5.Цена за 1 кВт/ч потребляемой электроэнергии

Сд=0,06 грн., а за 1 кВт установленной мощности Сд=0,07 грн.

6.Штатное расписание котельной при работе:

на угле – 22 человека, в том числе ИТР – 3 чел., рабочих – 17 чел.,

механизаторы – 2 чел.

на газе дегазации – 18 чел., в т.ч. ИТР – 3 чел., рабочих – 15 чел.,

механизатор – 1 чел.

7.Годовые амортизационные отчисления:

-по зданиям и сооружениям – 5,5%

-по оборудованию – 12,5%

8.Месячный фонд зароботной платы с премиями и начислениями на одного

работающего по котельной. Аср=170 грн.

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

10.Годовой расход воды, м3

Свг=Сзсв*nоп+Слсв(8400-n(оп)

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

13. Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке

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

3.2. РАСЧЕТ ДОГОВОРНОЙ СТОИМОСТИ

СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ

В табл. 3.1 приведены капитальные затраты производственно-отопительной

котельной с двумя паровыми котлоагрегатами КЕ-25 для закрытой системы

теплоснабжения. Здание котельной из железобетонных панелей. В табл. 3.1

приведены цены 1984г.

Таблица 3.1

Сводка затрат на строительство котельной

| | |Затраты, тыс. руб. |

|1 |2 |3 |4 |5 |6 |

|1. |Общестроительные работы по |34,64 |- |- |34,64 |

|2. |Работы по котлоагрегатам |2,734 |- |- |2,734 |

|3. |Теплоизоляция оборудованияи |1,116 |- |- |1,116 |

|4. |Работы по газоходам, |2,468 |- |- |2,468 |

|5. |Приобретение и монтаж |- |14,68 |398,48 |413,16 |

|6. |Автоматизация котельной |- |1,14 |44,56 |45,70 |

|7. |Работы по |2,46 |- |- |2,46 |

|1 |2 |3 |4 |5 |6 |

|8. |Приобретение и монтаж |- |2,86 |48,68 |51,54 |

|9. |Монтаж водоподготовительного|- |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-|1,6 |1,12 |22,48 |25,20 |

| | | | | | |

|14.|ИТОГО |54,64 |24,97 |612,78 |692,19 |

|15.|Итого, тыс.грн. с учетом |82,834 |37,809 |1856,72 |1977,36 |

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. грн. и на оборудование - 16,2 тыс. грн.

И тогда все строительно-монтажные работы котельной при работе на газе-

дегазации составят 157,04 тыс.грн., а стоимость оборудования составит

1872,92 тыс.грн.

Таблица 3.2

Расчет договорной цены на строительство котельной

|1 |2 |3 |4 |5 |

|1. |Базисная сметная стоимость |табл. 3.1 п.16 |120,64 |157,04 |

|2. |Затраты и доплаты, вызываемые | | |403,59 |

|2.1 |- приобретение материалов, |257% от п.1 |310,04 |47,74 |

|2.2 |- увеличение зарплаты работников |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 |11,9% от п.1 |14,36 |18,69 |

|2.7 |- удорожание автотранспортных |18,6% от п.1 |22,44 |29,21 |

|2.8 |- удорожание железнодорожного |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 |

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12

МЕНЮ

Диплом - Проектирование котельной