Учебная работа. Производственно-отопительная котельная с паровыми котлами

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Производственно-отопительная котельная с паровыми котлами

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский национальный технический университет

Кафедра "Тепловые электрические станции"

Курсовой проект

Производственно-отопительная котельная с паровыми котлами

Минск 2014

Содержание

Введение

. исходные данные

. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания

. тепловой баланс теплогенератора

. Тепловой расчет топки

. Поверочный тепловой расчет конвективных поверхностей нагрева

. Конструктивный расчет водяного экономайзера

. Аэродинамический расчёт теплогенерирующей установки

. Выбор дымососа и дутьевого вентилятора

. порядок расчета тепловой схемы

. Расчёт водоподготовительной установки котельной

. Расчет технико-экономических показателей работы котельной

Литература

Введение

Согласно заданию по курсовой работе, проектируемым объектом является стационарный паровой котёл ДЕ10-14 (двухбарабанный котёл водотрубный реконструированный).

В данной курсовой работе производится расчёт материального баланса процесса горения и теплового баланса теплогенератора. Целью теплового расчёта является по принятой конструкции и размерам котельного агрегата для заданных нагрузке и вида топлива определяют температуру воды, пара, воздуха и газов на границах между отдельными поверхностями нагрева, коэффициент полезного действия топлива, расход топлива, расход и скорости воздуха и дымовых газов.

Также производится аэродинамический расчёт теплогенерирующей установки, целью которого является выбор необходимых тягодутьевых устройств на основе определения производительности тяговой и дутьевой систем и перепада полных давлений в газовом и воздушных трактах.

Расчет тепловой схемы котельной сводится в основном к определению потоков пара и воды через элементы схемы. После расчета подогревателей сетевой воды, расширителя непрерывной продувки, деаэратора, необходимо выбрать оборудование: деаэратор, питательные насосы, сетевые насосы, подпиточные насосы.

Также производится расчет водоподготовительной установки котельной. ВПУ предназначена для восполнения внутренних и внешних потерь теплоносителя.

Определяется технико-экономические показатели работы котельной: расчет себестоимости отпущенной теплоты. Для сравнительных расчетов и оценки эффективности работы котельных приняты цены уровня 01.01.1991 года с последующим вводом поправочных коэффициентов на момент проектирования.

1. Исходные данные

Топливом для работы котельной является высокосернистый мазут со следующими основными параметрами:

Основные характеристики топлива

Вид топливаСостав, %Низшая теплота сгорания, ,кДж/кгWpApSpCpHpNpOpВысокосернистый мазут 3,00,012,883,010,40,70,738800

. Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания

Теоретическое количество сухого воздуха, необходимого для полного сгорания топлива (коэффициент избытка воздуха α=1) определяется как:

Теоретический объем продуктов сгорания, полученные при полном сгорании топлива с теоретически необходимым количеством воздуха (α=1) определяется по следующим формулам:

Объем трехатомных газов

Теоретический объем водяных паров

Объем газов, объемные доли трехатомных газов, концентрация золы

Таблица 1

ВеличиныРазмерность Ap =9.5 V0 =6.0 =4.75 =1.11 =0.71 ГазоходыТопкаI котельный пучокII котельный пучокВодяной экономайзерКоэффициент избытка воздуха за газоходы α" — Средние значения коэффициента в газоходах αср-Объём водяных паров М3/кг1,3761,3851,41,418объем дымовых газов М3/кг 12,0212,27313,03814,059Объёмна доля сухих трёхатомных газов — 0,130,1280,120,112Объёмная доля водяных паров -0,1150,1130,1070,101Суммарная объёмная доля трёхатомных газов и водяных паров -0,2450,2410,2280,213Безразмерная концентрация золы в дымовых газах кг/кг —-значения величины присосов воздуха в газоходах определяются по таблице, тогда значения α в последующих газоходах определяются следующим образом:

Определение энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Энтальпии дымовых газов на 1 кг топлива подсчитываются по формуле:

,

где — энтальпия газов при коэффициенте избытка воздуха α =1 и температуре газов ; кДж/кг;

— энтальпия теоретически необходимого воздуха при нормальных условиях, кДж/кг.

Энтальпия продуктов сгорания (таблица)

Таблица 2

Топка I котельный пучок II котельный пучок Водяной экономайзер 100152013521858 1993,2 30046794124571038526122,44129,2500801870019068,29768,34058,310468,44346,0700115121003013016,53948,35900152001311716511,717167,64151,111001898016330206134101,321429,54261,951300228401958924798,94185,925778,44348,91500268002293229093,24294,31700308202627533447,54354,319003489829660378644416,5

Строим по данным значениям графики Н=f(υ), для топки (Т), первого котельного пучка (I), второго котельного пучка (II), водяного экономайзера.

. Тепловой баланс теплогенератора

На основании теплового баланса вычисляют КПД теплогенератора и необходимый расход топлива.

Располагаемое тепло на 1кг жидкого топлива определяется по формуле

Потери тепла с уходящими газами определяется как

Где

— энтальпия уходящих газов при соответствующем избытке воздуха и температуре по диаграмме,

;

— энтальпия теоретически необходимого количества холодного воздуха, кДж/кг

— теплоемкость воздуха;

температура воздуха;

— потери от механической неполноты сгорания принимаем по таблице,

потери тепла от химической неполноты сгорания при слоевом и камерном сжигании жидких топлив q3=0,5%.

Потеря тепла от наружного охлаждения q5=1,7% для стационарных теплогенераторов.

Потери с физическим теплом шлака определяется по формуле

Коэффициент полезного действия котла (брутто) определяется как

Коэффициент сохранения тепла находится по формуле

Тепло, полезно отданное в котле для угля определяется как

, кВт,

Гденп — количество выработанного насыщенного пара, кг/с,нп =2.78 кг/с;нп — энтальпия насыщенного пара, определяемая по давлению в барабане котла,

нп=665.8*4,19=2790, кДж/кг;

пв — энтальпия питательной воды, кДж/кг,

пв=100*4,19=419кДж/кг;

пр — расход воды па продувку котла, кг/ч;

пр = ,

где P- процент продувки, %. P=3%;производительность котла, кг/ч;

пр = кг/с.

кДж/с.

Расход топлива, подаваемого в топку, определяется по формуле

Расчетный расход топлива, вычисляемый с учетом механической неполноты сгорания

. тепловой расчет топки

Температура газов на выходе из топки определяется по формуле

Определение адиабатической температура горения Та. Предварительно определяется полезное тепловыделение в топке для котлов низкого давления

где — теплота, вносимая в топку воздухом, кДж/кг

По известному значению находим

Определение средней суммарной теплоемкости продуктов сгорания 1кг топлива производится по формуле

где — предварительно принятая температура газов на выходе из топки,

— энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки.

Определение ограждающей поверхности стен топочной камеры:

площадь боковой стенки = 12,1 м2,

площадь пола = площади потолка = 4,5м2,

площадь фронтовой стенки = площади задней стенки = 5,43 м2,

площадь стен камер догорания = 1,8 м2,

площадь пола в камере догорания = площади потолка =2,2 м2,

площадь фронтовой стенки в камере догорания = площади задней = 4,3 м2.

ст= ∑F = 41 м2.

Определение параметра М. Параметр М определяется в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки ХТ.

,

где для слоевых топок при сжигании топлива в тонком слое, значит

Определение среднего коэффициента тепловой эффективности экранов

,

где , в котором — угловой коэффициент. Коэффициент , учитывающий снижение тепловосприятия вследствии загрязнения или закрытия изоляцией поверхности.

Определение степени черноты топки .

— степень черноты факела

Где — коэффициент ослабления лучей трехатомными газами определяется по формуле:

температура газов на выходе из топки, равная ;

— суммарная объемная доля трехатомных газов для топки,

, где ;

эффективная толщина излучающего слоя в топке,

Подставляя все найденные величины, найдем температуру газов на выходе из топки:

Погрешность:

*(1270-1250)/1250=1,62%.

. Поверочный тепловой расчет конвективных поверхностей нагрева

Основными уравнениями при расчете конвективного теплообмена являются:

уравнение теплоотдачи

, кВт

уравнение теплового баланса

Расчет считается завершенным при выполнении равенства

или

Чтобы быстрее стабилизировать последнее равенство задаются двумя произвольными значениями температуры газов на выходе из рассчитываемого газохода и по этим значениям находят все необходимые величины, входящие в равенство.

Если равенство сбалансируется при одной из принятых температур, то эта температура и будет искомой.

Если баланса равенства не будет, то искомую температуру находят графически.

Расчёт температуры на выходе из первого кипятильного пучка.

Таблица 3

Наименование величиныФормулаРазмерностьРасчетные величиныПоверхность нагрева пучка70,8970,89температура газов перед пучком12701270Температура охлаждающей среды197197Средняя температура газов в газоходе885,1935,1Температурный напор688,1738,1объемная доля водяных паров-0,1130.113Коэффициент тепловой эффективности пучка-0,60,6Поперечный шагмм100100Продольный шагмм110110Относительный поперечный шаг-1,961,96Относительный продольный шаг-2,162,16Площадь живого сечения газохода0,64310,6431Средняя скорость в газоходе15,0915,74Коэффициент теплопередачи -94,5395,573Коэффициент использования для поперечного пучка-1,01,0Коэффициент теплоотдачи8588Поправка на число рядов-1,01,0Поправка на шаг-1,01,0Поправка на факел-1.051.01Коэффициент теплопередачи конвекцией89,2588,88температура загрязнения стенки 257257Коэффициент теплопередачи излучением 55 5.2869 6,69Поправка на температуру газов-0.960,97Кол-во теплоты по ур. теплопередачи2766,693000,47Энтальпия газов за пучком2360023600Энтальпия газов перед пучком900010800Кол-во теплоты по уравнению теплового балансакВт2675,172345,82

Согласно полученным значениям и строим график (приложение 2), на основании которого находим температуру на выходе из первого кипятильного пучка, которая будет равна:

Расчёт температуры на выходе из второго кипятильного пучка.

Таблица 4

Наименование величиныФормулаРазмерностьРасчетные величиныПоверхность нагрева пучка45,1145,11температура газов перед пучком485485Температура охлаждающей среды197197Средняя температура газов в газоходе392,5442,5Температурный напор195,5245,5объемная доля водяных паров-0.1070.107Коэффициент тепловой эффективности пучка-0,60,6Поперечный шагмм100100Продольный шагмм110110Относительный поперечный шаг-1,961,96Относительный продольный шаг-2,162,16Площадь живого сечения газохода0,34650,3465Средняя скорость в газоходе16,0917,3Коэффициент теплопередачи -61,62 102,762,87 104,8Коэффициент использования для поперечного пучка-1,01,0Коэффициент теплоотдачи9196Поправка на число рядов-1,01,0Поправка на шаг-1,01,0Поправка на факел-1.0951,05Коэффициент теплопередачи конвекцией99,645100,8температура загрязнения стенки 257257Коэффициент теплопередачи излучением 33 3,0542 3,99Поправка на температуру газов-0,9250,95Кол-во теплоты по ур. теплопередачи543596Энтальпия газов за пучком92009200Энтальпия газов перед пучком58007800Кол-во теплоты по уравнению теплового балансакВт630264

Согласно полученным значениям и строим график (приложение 2), на основании которого находим температуру на выходе из второго кипятильного пучка, которая будет равна:

. Конструктивный расчет водяного экономайзера

.Энтальпия газов перед водяным экономайзером определяем по графику по получаем

.Энтальпия уходящих газов (из теплового баланса)

.Количество теплоты вносимое подсасываемым воздухом

.количество теплоты, определяемое по уравнению теплового баланса

.температура воды на входе в водяной экономайзер

.температура воды на выходе из экономайзера

Где , — теплоемкость воды;

, — количество воды проходящей через экономайзер;

.Средняя разность температур с достаточной степенью точности можно определить как среднеарифметическую величину:

.Средняя скорость в экономайзере (рекомендуется принимать )

Где ;

, — живое сечение экономайзера;

— число труб в одном ряду;

— живое сечение прохода газов;

.Расчётная поверхность нагрева водяного экономайзера

.Число горизонтальных рядов

Где — пов-ть нагрева одгой трубы, ;

— число труб в одном ряду.

. Аэродинамический расчёт теплогенерирующей установки

Целью аэродинамического расчёта теплогенерирующей установки является выбор необходимых тягодутьевых машин на основе определения производительности тяговой и дутьевой систем и перепада полных давлений в газовом и воздушных трактах.

Газовоздушный тракт включает в себя воздуховоды горячего и холодного воздуха, запорные и регулирующие органы, тягодутьевые машины, элементы собственно теплогенератора, золоуловители, газопроводы и дымовые трубы.

Требуемая производительность дымососа и вентилятора определяется необходимыми расходами воздуха и газов, а требуемый напор сопротивлением газового и воздушного трактов.

Сопротивление газового тракта состоит из суммы сопротивлений его отдельных элементов и в общем виде может быть записано:

,

где — разрежение в топке;

— сопротивление конвективных пучков;

. — сопротивление водяного экономайзера;

— сопротивление дымовой трубы;

— сопротивление газовых боровов;

— величина самотяги дымовой трубы.

Разрежение в топке:

Разрежение в топке принимаем .

Сопротивление кипятильных пучков :

Суммарное сопротивление котельных пучков в частном случае складывается из сопротивлений следующих видов: сопротивление поперечно омываемых труб I и II конвективных пучков и сопротивление поворотов газов внутри пучков на 1800 и сопротивление газов на выходе из топки и выходе из второго конвективного пучка на 900.

При наличии перед I пучком камеры догорания её сопротивление отдельно не учитывается, а учитывается увеличением значения поправочного коэффициента к зависящего от типа газохода, до 1,15.

;

Сопротивление поворота на 90О:

где местное сопротивление участка;

плотность газов;

скорость газового потока, м/с.

=1,0 для поворота на 900.

Сопротивление поперечно омываемых пучков труб первого конвективного пучка:

— коэффициент сопротивления, зависит от расположения труб в пучке, а также от числа Re. Коэффициенты сопротивления гладкотрубного коридорного пучка определяются из выражения:

— коэффициент сопротивления, отнесенный к одному ряду пучка, зависящий от и , определяется графически для d=51мм;и S2 — шаги труб по ширине и глубине пучка, мм;- наружный диаметр труб, м;= 40- количество рядов труб по глубине пучка.

При , коэффициент сопротивления определяется по следующей формуле:

Сопротивление поворота на 180О:

=2,0 для поворота на 1800.

Сопротивление поперечно омываемых пучков труб второго конвективного пучка:

.

Сопротивление водяного экономайзера:

где z = n — количество труб в водяном экономайзере.

Сопротивление газовых боровов:

Принимается

.

Сопротивление дымовой трубы:

Сопротивление дымовой трубы состоит из сопротивления трения и потери с выходной скоростью:

, Па

где — коэффициент сопротивления трения;

— уклон трубы по внутренней образующей, ;

и — скорость газов, соответственно в конце и в начале трубы, ;

= м3/c;

В [1, табл. 9.9] по расходу топлива

Вр=0,19*4*3600/1000=2.7 т/ч,

принимаем высоту дымовой трубы котельной .

По [1, рис. 9.15] для находим =10м/с.

По значению экономической скорости дымовых газов на выходе из дымовой трубы определяется диаметр устья:

где — часовой расход газов всех подключенных к дымовой трубе котлов, работающих при номинальной нагрузке.

Диаметр трубы на входе определяется по:

вх=dвых+2iHдт=1,5+2*0,02*30=2,7,м.вых=4*V/(πdвх2)=4*17.16/(3,14*2,72)=3 м/с.

потеря давления с выходной скоростью рассчитывается по формуле с коэффициентом местного сопротивления выхода

Δhтр=;

Δhд.тр =Δhтр+Δhв.с.=8,01+41.55=49,56 , Па.

Самотяга дымовой трубы определяется как:

где и — плотность воздуха и газа соответственно.

Сопротивление газового тракта равно:

г.тр.=50+1201,84+214,17+20+49,56-111.81=1423,74, Па.

Сопротивление воздушного тракта.

Расчет воздушного тракта, как и газового, ведется на номинальную нагрузку котлоагрегата.

Все исходные данные принимаются из теплового расчета. Сопротивление воздушного тракта складывается из сопротивления воздуховодов и сопротивления топочных устройств:

, Па;

где : — сопротивление создаваемое воздухозаборным устройством, принимаем равным

сопротивление по длине воздуховода:

Па.

Па.

. Выбор дымососа и дутьевого вентилятора

Производительность дымососа определяется по формуле:

,м3/ч;

где: — коэффициент запаса по производительности. ;

расчетный расход топлива, кг/час;

объем уходящих газов, м3/ч;

Расчетное давление, создаваемое дымососом, определяется как:

, Па;

где: коэффициент запаса по давлению, определяемый по табл. 9.12[1], ;

суммарное сопротивление газового тракта, Па;

температура, при которой составлена характеристика дымососа, 0С.

Зная и , по рис. 9,16 определяем тип дымососа: D10, n=970 об/мин.

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле:

, м3/ч;

где:теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1 кг твердого топлива, м3/ч;

коэффициент избытка воздуха в топке, ;

присосы воздуха в топку, ;

температура воздуха, подаваемого в топку, , 0С.

Расчетное давление, создаваемое дутьевым вентилятором определяется по формуле:

, Па;

где:

суммарное сопротивление воздушного тракта, Па;

температура, при которой составлена характеристика дутьевого вентилятора, 0С

Зная и , по рис. 14 [2] определяем тип дутьевого вентилятора : ВД6, n=970 об/мин.

. Порядок расчета тепловой схемы

принципиальная схема производственно-отопительной котельной

Расчет подогревателей сетевой воды

Расчетная схема установки для подогрева сетевой воды.

1.Расчетный расход прямой сетевой воды:

, т/ч,

где — энтальпия прямой сетевой воды при t1= 150 оС;

— энтальпия сетевой воды при t3; кДж/кг, t3 определяют как температуру смешения обратной сетевой воды в количестве Wосв с температурой t2 и подпиточной воды в количестве Wподп с температурой tпв = 104 оС (в данной схеме котельной применен деаэратор атмосферного типа).=628,5 кДж/кг;

h3=70,68*4,19=296,15, кДж/кг;

т/ч.

2.Расход подпиточной воды

, т/ч.

,т/ч.

Здесь потери воды в теплосетях с закрытой системой горячего водоснабжения принимаются на уровне 1,5-2%.

3.Количество обратной сетевой воды

, т/ч;

, т/ч.

, т/ч,

где Qотп — отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, ГДж/ч;сп — энтальпия греющего пара, кДж/кг;ксп — энтальпия конденсата сетевых подогревателей, кДж/кг; при двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды tксп=t3+(5…10) оС;

h = 0,98 — КПД сетевого подогревателя.

,т/ч.

. количество конденсата сетевых подогревателей

ксп=Dсп,=8,32 т/ч.

. Паровая нагрузка котельной за вычетом расхода пара на деаэрацию, подогрев сырой воды, внутрикотельные потери

=Dпр+Dсп+Dмаз т/ч;

D=13+8,32+0,64=21,96, т/ч.

Расчет расширителя непрерывной продувки.

Расчетная схема расширителя непрерывной продувки.

1.количество продувочной воды, поступающей в расширитель

, т/ч,

где Рпр — процент продувки котлов, %- паровая нагрузка котельной, т/ч.

, т/ч.

2.Количество пара вторичного вскипания

, т/ч,

где Gпр — количество продувочной воды, т/ч;кв — энтальпия котловой (продувочной) воды, равная энтальпии воды на кривой насыщения при давлении в барабане, кДж/кг;

h — коэффициент, учитывающий потери тепла от наружного охлаждения, равен 0,98:расш — энтальпия воды на кривой насыщения при давлении в расширителе, равном 0,15 МПа, кДж/кг;

х — степень сухости пара вторичного вскипания, равная 0,95.

т/ч.

3.количество воды, выбрасываемой из расширителя (солевой концентрат)

, т/ч;

т/ч.

Расчет деаэратора

Расчетная схема деаэратора.

Расход воды на выходе из деаэратора:

д=D+Gконц+Wут+, т/ч,

где — внутрикотельные потери, равные 0,02 D, т/ч.

д=21,96+0.55+1.21+0.44=24,16 т/ч.

Выпар из деаэратора:

вып=(0,002…0,005) Gд, т/ч.

здесь выпар составляет от 2 до 5 кг на каждую тонну деаэарированной воды.

Dвып=0,005*24,16=0.12, т/ч.

Количество умягченной воды, поступающей в деаэратор:

, т/ч,

т/ч.

количество умягченной воды определяет производительность водоподготовительной установки

хов = Qвпу.

Для определения суммарного потока воды в деаэратор необходимо определить расход пара на подогрев сырой воды, который определится следующим образом:

Расчетная схема подогревателя сырой воды.

, т/ч,

где Gсв — расход сырой воды принять равным расходу химически очищенной воды Gхов;св и t2cв — соответственно, температуры сырой воды на входе и выходе из подогревателя. Могут быть приняты t1св =5 оС, t2cв =40 оС;п.псв — энтальпия греющего пара, кДж/кг;к.псв — энтальпия конденсата подогревателя сырой воды, определится по кривой насыщения при соответствующем давлении, кДж/кг.

т/ч.

Количество конденсата подогревателя сырой воды:

к.псв = Dпсв, т/ч.

Суммарный поток воды в деаэратор:

д=Dок+Dксп+Gхов+Gк.псв, т/ч,д=13*0.35+8.32+0.83+11,42=25,12т/ч.

Расход пара на деаэратор:

, т/ч,

где Gд — суммарный поток воды в деаэратор, т/ч;

— энтальпия воды на выходе из головки деаэратора (при Р=0,12 МПа);

— средняя энтальпия деаэрируемой воды, кДж/кг.

, кДж/кг;

, кДж/кг;

,т/ч.

Полная паровая нагрузка котельной:

полн=D+Dд+Dпсв+, т/ч,полн=21,96+0,44+0,83+1,81=25,03 т/ч.

Расчетный расход питательной воды:

пв=Gд — Wут, т/ч,пв=25,12-1,21=23,9, т/ч.

На основании приведенных выше расчетов выбираем число устанавливаемых в котельной котлоагрегатов n с последующим округлением:

,

где Dном — номинальная производительность котлоагрегата, т/ч.

Выбор оборудования.

выбираем деаэратор ДСА-50 с характеристиками:

производительность-50 , т/ч;

абсолютное давление в деаэраторе-0,12 Мпа;

минимальное давление греющего пара-0,15 Мпа;

температура воды-104 , 0С;

бак-аккумулятор:

внутренний диаметр и толщина стенки-2000×8 , мм

полезная ёмкость бака-15/25, м3

габаритные размеры деаэратора: длина-6504/8550, мм,

ширина-2400/2400, мм,

высота-3755/3960, мм;

масса деаэратора в сборе — 6,07/7,95, т.

Выбор питательных насосов:

Па;

где:наибольшее возможное избыточное давление в барабане котла, МПа;

избыточное давление в деаэраторе, МПа.

Зная напор и производительность по табл. 10.3[1] и 10.4[1] выбираем тип и характеристики необходимых нам насосов исходя из следующих соображений:

Центробежно-вихревой питательный насос 2,5ЦВМ-0,8 2штуки: производительность 5-14 м3/ч

полный напор-1,9-0,9 МПа.

частота вращения -2900 об/мин

температура перекачиваемой воды до 105 0С

мощность на валу насоса-17 кВт

10. Расчёт водоподготовительной установки котельной

Водоподготовительная установка (ВПУ) предназначена для восполнения внутренних и внешних потерь теплоносителя, которые учитывают следующим образом:

потери с продувкой котлов:

пр=р % åD×n;

где р — величина непрерывной продувки, %;- паропроизводительность котла, т/ч;- количество котлов в котельной;

— внутренние потери котельной:

внутр=2 %×åD×n;

внешние потери равны потере конденсата на производстве и сетевой воды в тепловых сетях.

Таким образом, производительность ВПУ составит:

впу=qпр +qвнеш +qвнутр

Для удобства эксплуатации примем к установке на первой и второй ступенях умягчения однотипные фильтры.

Выбор типа фильтра проводится по условиям работы первой ступени, как несущей основную нагрузку по очистке воды от солей жесткости.

Определим условную площадь фильтрования одного фильтра:

усл =Qвпу / (v × m1), м2

где Qвпу — производительность ВПУ, м3 /ч.

v — скорость фильтрования воды через фильтры первой ступени, м/ч,

m — количество фильтров первой ступени.

количество фильтров первой ступени примем равным m1=3 (два рабочих, один на регенерации или в резерве).

усл =11,42 / (13 ×3)=0,29, м2

По полученной условной площади фильтрования определим условный диаметр фильтра:

усл = , м,усл = м.

Из табл.11.4[1] выберем по расчетному диаметру ближайший больший стандартный. По стандартному диаметру уточним действительную площадь фильтрования:

, м2,

м2.

После выбора типа и количества фильтров водоподготовительной установки дальнейший расчет ведется от конца технологического процесса.

Это необходимо для более точного учета расхода обрабатываемой воды на собственные нужды ВПУ и правильного определения нагрузки первой ступени умягчения. Собственные нужды ВПУ складываются из расхода воды на приготовление регенерационного раствора и воды, расходуемой на отмывку ионита при регенерации фильтра, которая должна производиться умягченной водой.

Продолжительность полезной работы фильтров (фильтроцикл) при одном резервном определяется по формуле:

,

где — площадь стандартного фильтра;- высота загрузки катионита;

Ер — рабочая обменная емкость катионита;- количество фильтров в ступени;впу — производительность водоподготовительной установки, формула;

— суммарное содержание катионитов в воде, поступающих на фильтр, мг-экв/кг:

для I ступени ,

для II ступени 0,2…0,3 мг-экв/кг.

Для II ступени:

,

продолжительность фильтрацикла должна быть не менее 8 часов.

При несоблюдении данного условия необходимого увеличить количество фильтров в ступени, либо принять к установке фильтры большего диаметра.

Количество регенераций в сутки:

n=24/(t+Т),

где t — продолжительность операций, связанных с регенерацией фильтра t=2,5…3,0 часа.

=24/(2,75+67,38)=0,34.

объем ионитных материалов, загруженных в фильтры в набухшем (влажном) состоянии:

объем катионита в одном фильтре V=fст×h, м3,

где h — высота загрузки ионита, м;

=0,38×2=0,76, м3;

объем катионита в фильтрах ступенях V=fсм × h × m2 ,м3,

где m2 — количество фильтров в ступени.

=0,38 ×2 ×2=1,52, м3.

Расход воды на собственные нужды рассчитываемой группы фильтров при проведении регенерации:

= (åVвл×Рu ×n)/24, м3 /ч,

где Рu -удельный расход воды на собственные нужды ионитных фильтров, м3 воды/м3 ионита.

= (52×9,1 ×0,34)/24=0,2 м3 /ч.

Суточный расход технической поваренной соли NaCl на регенерацию одного фильтра:

NaCl =(b×V×100)*n/С

Где

С — содержание активного действующего вещества в техническом продукте, %, (СNaCl =85…95%);- удельный расход NaCl на регенерацию, кг/м3 ионита.

NaCl =(90×0,76×100)*0.34/90=26.01.

По результатам расчета фильтров второй ступени производительность установки необходимо увеличить на величину собственных нужд и, следовательно, часовой расход воды на фильтры первой ступени умягчения составит:

, м3/ч;

, м3/ч.

Аналогично происходит расчет для 1-ой ступени.

=24/(2,75+34,73)=0,64;

V=0,38*2=0,76, м3;=0,38 ×2 ×3=2,28, м3;

= (2,28×0,64 ×7,7)/24=0,47 м3 /ч;

NaCl =(110×0,76×100)*0.64/90=59.5;

м3/ч.

Резервуар мокрого хранения принимаем из расчета месячного расхода соли с 50%-м запасом:

VNaCl =[1,5(GсутIст. + GсутIIст.)×30]/1000 ,м3;

VNaCl =[1,5(26.01+59.5)×30]/1000=3.85, м3.

11. Расчет технико-экономических показателей работы котельной

Определение затрат на амортизацию оборудования и зданий:

Суммарные капиталовложения в котельную:

, тыс.руб.;

где: суммарная установленная теплопроизводительность котельной, Гкал/ч, определяемая по выражению:

МВт,

количество установленных в котельной котлов;

Дном-номинальная паропроизводительность котла, кг/с;

и -соответственно энтальпия пара и питательной воды ,кДж/кг,(из теплового баланса);

удельные капиталовложения на 1МВт, определяем по рис. 12.1[1]; ,тыс.руб./(МВт).

затраты на амортизацию производственных зданий и сооружений:

, тыс.руб./год

где: стоимость производственных зданий и сооружений, определяется по табл.12.1[1], %;

норма отчислений на амортизацию зданий и сооружений, .

Затраты на амортизацию оборудования, включая его монтаж:

, тыс.руб./год;

где: и соответственно стоимость оборудования и монтажа, ,;

норма отчислений на амортизацию оборудования, определяемая по табл.12.2[1], %.

Общие затраты на амортизацию источника теплоснабжения:

, тыс.руб./год;

затраты на текущие ремонты оборудования и зданий:

, тыс.руб./год;

затраты на заработную плату:

, тыс.руб./год;

где: П — штатный коэффициент, определяемый по рис. 12.3[1] ;

,35 — соответствует среднегодовой зарплате обслуживающего персонала, тыс.руб./год;

затраты на топливо:

Стоимость тонны мазута :

, руб./т;

где:стоимость топлива, принимается по заданию,

, руб./т ;

стоимость перевозки топлива, определяется по выражению:

, руб./т;

коэффициенты, определяемые по виду топлива на стр.137 [1], ,;

расстояние от места добычи до места разгрузки вагонов, км;

стоимость перевозки топлива в городских условиях, определяется по выражению:

, руб./т;

затраты на разгрузку и перемещение топлива на склад составляют 2-5% стоимости топлива:

, руб./т;

Годовой расход топлива для котельной:

, т/год;

где:коэффициент, учитывающий потери топлива при транспортировке, разгрузке, хранении,

внутреннем перемещении и обработке, для угля ;

суммарная выработка тепла котельной определяется как:

ГДж/год;

расход тепла на собственные нужды, по заданию, %;

=,ГДж/год

часовой отпуск тепла на отопление, гор. водоснабжение и вентиляцию,

отпуск пара потребителю, т/ч;

и энтальпия пара и обратного конденсата, кДж/кг;

доля возврата конденсата с производства, по заданию, %;

число часов работы котельной, по заданию, ч/год.

Затраты на топливо:

, тыс. руб/год.

Затраты на электроэнергию:

, тыс.руб/год;

где:удельная установленная электрическая мощность, кВт/(МВт), определяется по рис.12.5[1];

коэффициент использования электрической установленной мощности;

стоимость 1 кВтч электроэнергии принимают равной 2,5 коп/(кВтч);

затраты на воду:

, тыс.руб./год;

где: 0,1 — стоимость 1 м3 воды в рублях;

Прочие расходы:

тыс.руб./год

Суммарные годовые эксплуатационные затраты:

тыс.руб./год

Себестоимость отпущенной тепловой энергии:

,руб./ГДж

В том числе топливная составляющая:

,руб./ГДж

Определение удельного расхода условного топлива на единицу отпущенной теплоты:

, кг у.т./ГДж.

Пересчёт на цены 2014 года:

К-коэффициент пересчета (в числителе цены 2014 года на единицу, а в знаменателе- цены 90 года)

Общие затраты на амортизацию источника теплоснабжения:

=59,92 млн. руб./год;

К= .

затраты на текущие ремонты оборудования и зданий:

=11,98, млн. руб./год;

К.

затраты на заработную плату:

=30,83*15*10^6=462,5 млн. руб./год;

К=.

затраты на топливо:

=1304,59*60*10^6=78275,51 млн. руб./год;

К=.

затраты на электроэнергию:

=67,56*20*10^6=1351,3, млн. руб./год;

К=

затраты на воду:

=7,2*15*10^6, млн. руб./год;

К=.

прочие расходы:

млн. руб/год.

Суммарные годовые эксплуатационные затраты

,млн. руб/год.

Себестоимость отпущенной тепловой энергии:

, тыс. руб./ГДж,

в том числе топливная составляющая:

, тыс. руб./ГДж.

Литература

1. Теплогенерирующие установки: методическое пособие к выполнению курсового проектирования для студентов дневного и заочного отделений специальности 1-70 04 02 "Теплогазоснабжение, вентиляция и охрана воздушного бассейна" специализации 1-70 04 01 "системы теплогазоснабжение и вентиляции" / Н.Б. Карницкий, Б.М. Руденков, В.А. Чиж. — Мн.: БНТУ, 2006. — 143 с.

. тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод). Под ред. Н.В. Кузнецова и др., М., "Энергия", 1973.

Учебная работа. Производственно-отопительная котельная с паровыми котлами