Сохрани и опубликуйсвоё исследование
О проекте | Cоглашение | Партнёры
выпускная бакалаврская работа по направлению подготовки : 08.03.01 - Строительство
Источник: Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет»
Комментировать 0
Рецензировать 0
Скачать - 2,0 МБ
Enter the password to open this PDF file:
-
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» Инженерная школа Кафедра инженерных систем зданий и сооружений Сопова Виктория Николаевна РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА ОТОПИТЕЛЬНОЙ ТВЕРДОТОПЛИВНОЙ КОТЕЛЬНОЙ САНАТОРИЯ «ИЗУМРУДНЫЙ» В П. ГОРНЫЕ КЛЮЧИ ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА по образовательной программе подготовки бакалавров по направлению подготовки 08.03.01 «Строительство» «Теплогазоснабжение и вентиляция» г. Владивосток 2018
Студент ___________________ « 25 » Руководитель ВКР подпись июня 20 18 г. _________________ (подпись) « 25 » «Допустить к защите» Руководитель ОП _канд.техн.наук, доцент_ ( ученое звание) В.П. Черненков ______________ (подпись) « 25 »_ июня (и. о.ф) 20 18 г Зав. кафедрой _канд.техн.наук, доцент_ ( ученое звание) ______________ (подпись) « 25 » июня А.В. Кобзарь (и. о.ф) 20 18 г Защищена в ГЭК с оценкой________________ Секретарь ГЭК ____________ подпись ассистент (должность, ученое звание) Н.С. Ткач И.О.Фамилия «_____» ________________ 20____г. июня Бабенко Г.С. 20 18 г. (ФИО)
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» ИНЖЕНЕРНАЯ ШКОЛА Кафедра инженерных систем зданий и сооружений студенту (ке) ЗАДАНИЕ на выпускную квалификационную работу бакалавра Соповой Виктории Николаевне группы Б3431д (фамилия, имя, отчество) на тему: Разработка проекта отопительной «Изумрудный» в п. Горные ключи твердотопливной котельной санатория Вопросы, подлежащие разработке (исследованию): 1. Раздел экономики; 2. Расчетно-конструктивный раздел; 3. Система топливоподачи и золоудаления; 4. Раздел водоподготовки. Перечень графического материала: 1. Общие данные; 2. Генеральный план; 3. Технико-экономические показатели; 4. Принципиальная тепловая схема котельной; 5. Компоновка оборудования; 6. Топливоподача и золоудаления. Основные источники информации и прочее, используемые для разработки темы Нормативные документы по проектированию котельных установок, автономных источников теплоснабжения, методические указания к дипломному проектированию котельных. Срок представления работы « 23 » июня Дата выдачи задания « 28 » декабря Руководитель ВКР Задание получил ассистент (должность, уч.звание) 20 18 г. 20 17 г. ________________ Г.С. Бабенко ________________ В.Н. Сопова (подпись) (подпись) (и.о.ф) (и.о.ф)
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» ИНЖЕНЕРНАЯ ШКОЛА Кафедра инженерных систем зданий и сооружений ГРАФИК подготовки и оформления выпускной квалификационной работы студенту (ке) Соповой Виктории Николаевне (фамилия, имя, отчество) на тему: Разработка проекта отопительной «Изумрудный» в п. Горные ключи № п/п 1. 2. 3. 4. 5. твердотопливной Выполняемые работы и мероприятия Раздел экономики Расчетно-конструктивный раздел Топливоподача и золоудаление Раздел водоподготовки Оформление пояснительной записки материалов и группы Б3431д графических котельной санатория Срок выполнения 25.01.2018 20.02.2018 15.03.2018 25.04.2018 Отметка о выполнении 25.01.2018 20.02.2018 15.03.2018 20.04.2018 11.06.2018 11.06.2018 6. 7. Руководитель ВКР Задание получил ассистент (должность, уч.звание) ________________ Г.С. Бабенко ________________ В.Н. Сопова (подпись) (подпись) (и.о.ф) (и.о.ф)
Оглавление Аннотация ............................................................................................................................ 4 Введение ............................................................................................................................... 5 Глава 1 Технико-экономическое обоснование проекта .................................................. 6 1.1 Климатологические данные района застройки ................................................... 8 1.2 Единовременные затраты (капиталовложения) в реализацию проекта строительства .................................................................................................................... 9 1.3 Расчетные расходы теплоты на теплоснабжение потребителей ....................... 9 1.4 Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта строительства котельной ............................................................................................... 19 1.4.1 Технико – экономические показатели базового варианта ............................ 19 1.4.2 Технико – экономические показатели инвестиционного .............................. 20 проекта .......................................................................................................................... 20 1.4.3 Оценка устойчивости экономической эффективности проекта ................... 21 Глава 2 Расчет тепловой схемы котельной..................................................................... 25 2.1 Описание тепловой схемы ................................................................................... 26 2.2 Определение тепловых нагрузок и расчетных расходов.................................. 28 2.3 Подбор основного и вспомогательного оборудования .................................... 37 2.3.3 Подбор теплообменников ................................................................................. 41 2.3.4 Подбор баков-аккумуляторов .......................................................................... 44 2.3.5 Подбор расширительного бака ........................................................................ 44 Глава 3 Газовоздушный тракт.......................................................................................... 46 3.1 Аэродинамический расчет ................................................................................... 47 3.2 Подбор тягодутьевых установок ......................................................................... 61 Глава 4 Топливоподача и золошлакоудаление .............................................................. 65 4.1 Доставка твердого топлива .................................................................................. 66 4.2 Склад твердого топлива ....................................................................................... 66 4.3 Технологическая схема топливоподачи ............................................................. 68 4.4 Расчет часовой производительности тракта топливоподачи ........................... 69 4.5 Подготовка твердого топлива к сжиганию ........................................................ 70 4.6 Золоулавливание ................................................................................................... 70 4.7 Золошлакоудаление .............................................................................................. 72 2
Глава 5 Водоподготовка ................................................................................................... 74 5.1 Качество воды ....................................................................................................... 75 5.2 Исходные данные водоснабжения ...................................................................... 76 5.3 Выбор водоподготовительного оборудования .................................................. 78 5.4 Описание и технические характеристики системы водоподготовки .............. 78 Заключение ........................................................................................................................ 82 Список используемой литературы .................................................................................. 83 Приложение А ................................................................................................................... 86 Приложение Б .................................................................................................................... 87 Приложение В.................................................................................................................... 89 Приложение Г .................................................................................................................... 91 3
Аннотация В ходе выполнения выпускной квалификационной работы «Разработка проекта отопительной котельной санатория «Изумрудный» в пос. Горные ключи» были разработаны следующие вопросы: • технико-экономическое обоснование проекта; • разработка и расчёт тепловой схемы, выбор основного и вспомогательного оборудования котельной; • аэродинамический расчёт котельной установки и дымовой трубы; • расчет системы топливоснабжения и золошлакоудаления котельной, подбор оборудования; • подбор установки коррекционной обработки воды. В заключении делаются выводы, указывается соответствие проекта нормативным документам. Дипломный проект состоит из расчетно-пояснительной записки с необходимыми расчетами и обоснованием принятых решений. Приведено 2 диаграммы, 6 рисунков, 13 таблиц, 4 приложений, 6 листов графического материала. 4
Введение Пути и перспективы развития энергетики определены Энергической программой, одной из первоочередных задач, которой является коренное совершенствование энергохозяйства на базе экономии энергоресурсов: это широкое внедрение энергосберегающих технологий, использование вторичных энергоресурсов, экономия энергии и топлива. На теплоснабжение гражданских и производственных зданий расходуется значительная доля всего добываемого органического топлива. Между тем добыча топлива обходится все дороже в связи с освоением глубоких месторождений в новых отдаленных районах. Задача экономии топлива, таким образом, является актуальной и на сегодняшний день. Повышение надежности и экономичности теплоснабжения в малых населенных пунктах в значительной мере зависит от качества и надежности работы теплоэнергетического оборудования и рационально спроектированных тепловых схем котельных. В настоящее время потребители санатория «Изумрудный» обслуживаются мазутной котельной КГУП «Примтеплоэнерго», оборудование которой считается физически устаревшим. Строительство новой твердотопливной котельной предполагает повышение технико-экономических показателей работы объекта на основе внедрения передовой технологии, новой техники, механизации и автоматизации, установки нового и более производительного оборудования. Целью выпускной квалификационной работы на тему «Разработка проекта отопительной котельной санатория «Изумрудный» в поселке Горные ключи» является организация мероприятий по строительству новой твердотопливной котельной для обеспечения расчетной нагрузки на отопление потребителей. 5
Глава 1 Технико-экономическое обоснование проекта 6
В данной главе дипломного проекта приведено технико-экономическое обоснование инвестиций в реализацию проекта строительства новой твердотопливной котельной для обеспечения тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и «Изумрудный», горячее п. водоснабжение Горные Ключи. комплекса зданий Эксплуатационный санатория режим работы котельной – круглогодичный. На сегодняшний день санаторий является абонентом мазутной котельной КГУП «Примтеплоэнерго». Действующий тариф на тепловую энергию для потребителей – 4927,03 руб./Гкал, с НДС. Эксплуатационные затраты в сравниваемых вариантах определены по сумме основных составляющих затрат, формирующих себестоимость выработки и отпуска теплоты теплоисточником. Оценка целесообразности строительства производится исходя из прогнозного снижения суммарных эксплуатационных издержек на выработку тепловой энергии, себестоимости 1 Гкал вырабатываемой теплоты и срока окупаемости капиталовложений в строительство в сравнении с действующим вариантом теплоснабжения. 7
1.1 Климатологические данные района застройки Климатологические данные района застройки приняты согласно [Прил.1] и приведены в таблице 1.1.1. Таблица 1.1.1 – Климатологические данные № п/п Наименование параметра 1 2 Единицы Обознач Значение измерения ение 3 4 5 °С text -31 °С tht -8,8 сутки nht 201 Температура наиболее холодной 1 пятидневки обеспеченностью 0,92 (для отопления) 2 3 Средняя температура наружного воздуха за отопительный период Продолжительность отопительного периода Усредненное значение температуры внутри помещений отапливаемых зданий tint = 20 °C. 8
1.2 Единовременные затраты (капиталовложения) в реализацию проекта строительства Капиталовложения, К, т. руб., суммируются из расходов на основное и вспомогательное оборудование, на основное здание и вспомогательные сооружения, на проектирование, строительство зданий и монтаж оборудования. К = ∑К , (1.2.1) где ∑ К − капиталовложения в строительство котельной, т. руб. Суммарные единовременные затраты по строительству угольной котельной составляют [Прил.1]: К = 58335,60 тыс. руб. 1.3 Расчетные расходы теплоты на теплоснабжение потребителей Расчетный часовой расход теплоты на отопление потребителей, подключенных к котельной, составляет Qo=2,211 МВт (1,901 Гкал/ч). Нормативное количество тепловой энергии, необходимой для эксплуатации системы отопления в течение отопительного периода, Qог, МВт (Гкал): 𝑄𝑄ог = 𝑄𝑄𝑜𝑜 ∙ � 𝑡𝑡𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 −𝑡𝑡ℎ𝑡𝑡 𝑡𝑡𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖 −𝑡𝑡𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 � ∙ 24 ∙ 𝑛𝑛ℎ𝑡𝑡 , (1.3.1) 20+8,8 𝑄𝑄ог = 2,211 ∙ � 20+31 � ∙ 24 ∙ 201 = 6023,08 МВт (5178,91 Гкал) Среднечасовой расход теплоты на горячее водоснабжение составляет Qh=0,59 МВт (0,51 Гкал). 9
Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение, Qhг, МВт (Гкал): 𝑄𝑄ℎг = 𝑄𝑄ℎ · 24 · 𝑛𝑛ℎ𝑡𝑡 + 𝑄𝑄ℎ · 24 · (350 − 𝑛𝑛ℎ𝑡𝑡 ) · 𝑡𝑡ℎ −𝑡𝑡ℎ𝑠𝑠 𝑡𝑡ℎ −𝑡𝑡ℎ𝑤𝑤 · 𝛽𝛽, (1.3.2) где 𝑡𝑡ℎ - температура горячей воды в системе ГВС, принимается 70˚С; 𝑡𝑡𝑐𝑐 - температура холодной воды в системе ГВС, принимается 5˚С для зимнего периода, 15˚С для летнего периода; (15˚С); 𝑡𝑡ℎ𝑠𝑠 – температура холодной воды в системе ГВС в летний период, (5˚С); 𝑡𝑡ℎ𝑤𝑤 - температура холодной воды в системе ГВС в зимний период, 𝛽𝛽 – коэффициент, учитывающий снижение потребления в летний период за счет снижения количества потребителей, принимается 0,8. 𝑄𝑄ℎг = 0,59 · 24 · 201 + 0,59 · 24 · (350 − 201) · МВт (3875,46 Гкал) 70−15 70−5 · 0,8 = 4274,36 Расход теплоты на компенсацию тепловых потерь через изоляционные конструкции трубопроводов тепловых сетей, Qтр, МВт. При отсутствии данных принимаются в долях от Qог. В расчетах Qтр=0,15 Qог; 𝑄𝑄тр = 0,15 ∙ 6023,08 = 903,46 МВт (776,84 Гкал) Расход теплоты на собственные нужды котельной, составляет 0,163 МВт (0,14 Гкал). Количество тепловой энергии, необходимой на собственные нужды котельной в течение отопительного периода, Qсн, МВт (Гкал), согласно формуле (1.3.2): 𝑄𝑄сн = 0,163 ∙ � 20 + 8,8 � ∙ 24 ∙ 201 = 430 (369,79) 20 + 31 10
Прочие потери теплоты, в том числе на хозяйственные нужды котельной, Qпр, МВт (Гкал). При отсутствии данных Qпр принимается в долях от Qсн. В расчетах принято, Qпр, МВт (Гкал): Qпр=0,1 Qсн, (1.3.3) Qпр = 0,1 ∙ Qсн = 0,1 ∙ 430 = 43 (36,97) Годовая выработка теплоты котельной в системах коммунального назначения определяется по формуле, Qвр, МВт (Гкал): 𝑄𝑄вр = 𝑄𝑄ог + 𝑄𝑄тр + 𝑄𝑄ℎг + 𝑄𝑄сн + 𝑄𝑄пр , МВт (Гкал) (1.3.4) 𝑄𝑄вр = 6023,01 + 4274,36 + 903,46 + 430 + 43 = 11673,9 МВт (10037,75 Гкал) 1.3.1 Расход топлива Расчетный расход топлива на выработку тепловой энергии за отопительный период, Вт, т.н.т.: 𝐵𝐵т = 𝑄𝑄вр ∙0,86∙𝛾𝛾пт р 𝑄𝑄н ∙ŋтг ∙ 103 , (1.3.1.1) где 𝛾𝛾пт - норма потерь топлива при транспортировании, разгрузке, хранении и других топливно-транспортных операциях, принята 𝛾𝛾пт = 2% или 𝛾𝛾пт = 1,02; р 𝑄𝑄н - низшая теплота сгорания топлива (бурый уголь Павловского р месторождения) 𝑄𝑄н = 2560 Ккал/кг; ŋтг – КПД выработки теплоты теплогенераторов. Исходя из паспортных данных котлов ŋтг = 0,815. Расход топлива на выработку тепловой энергии котельной: 𝐵𝐵т = 11673,9 ∙0,86∙1,02 2560∙0,815 ∙ 103 = 4908,14 т.н.т. 11
1.3.2 Эксплуатационные затраты и себестоимость выработки теплоты теплоисточником Эксплуатационные затраты и расчет себестоимости выработки и отпуска теплоты твердотопливной котельной определены при условии обеспечения расчетных расходов тепловой энергии для системы теплоснабжения потребителей. При расчете калькуляции себестоимости выработки и отпуска теплоты котельной основные ее составляющие (затраты на топливо, электрическую энергию, воду, зарплату персонала с отчислениями на социальные нужды и амортизационные отчисления) установлены расчетом в соответствии с принятыми методиками и рекомендациями [5, 7]. 1.3.3 Затраты на топливо Стоимость бурого угля, марки 1Б Павловского месторождения, с учетом доставки 1700 руб/т.н.т. Затраты на топливо при эксплуатации системы теплоснабжения в течение года, Ст, т.руб/год : Ст = 𝑍𝑍т ∙ 𝐵𝐵т ∙ 10−3 , (1.3.3.1) Ст = 1700 ∙ 4908,14 ∙ 10−3 = 8343,84 1.3.4 Затраты на электроэнергию Суммарное количество электрической энергии, необходимой для производства и передачи тепловой энергии в эксплуатируемый срок твердотопливной котельной составит: Э = 1 081 220 кВт∙ч. Удельный расход электроэнергии на 1 Гкал выработки теплоты, Эуд, кВт·ч/Гкал: 12
Эуд = Э/Qвр, (1.3.4.1) Эуд = 1 081 220/10476,81 = 103,2 Затраты на использованную теплоисточником электроэнергию, Сэ, т.руб/год 𝐶𝐶э = Э ∙ 𝑍𝑍э ∙ 10−3 , (1.3.4.2) где Zэ – тариф на электрическую энергию, руб/кВт·ч. Действующий тариф на электрическую энергию на территории санатория «Изумрудный»: Zэ = 3,54 руб/ кВт∙ч. Затраты на электроэнергию составляют: 𝐶𝐶э = 1 081 220 ∙ 3,54 ∙ 10−3 = 3827,52 т.руб/год. 1.3.5 Затраты на зарплату эксплуатационного персонала Затраты на зарплату эксплуатационного персонала, Сзпл, т.руб/год Сзпл = ∑ Суд ∙ 12 ∙ (1 + Нзп 100 ) ∙ 10−3 , (1.3.5.1) где ƩСуд – сумма месячных зарплат эксплуатационного персонала, т.р.: 8 операторов котельной – 18 т.р./мес. (4 смены, по 2 штатные единицы в смену); 1 слесарь КиПиа – 30 т.р./мес.; 2 бункеровщика – 20 т.р./мес.; Нзпл – отчисления на социальные нужды, Нзпл = 43,9%; 12 – срок эксплуатации котельной, мес. Сзпл = 12 ∙ (18 · 4 · 2 + 30 + 20 + 20) ∙ �1 + 43,9 100 � = 3695,35 13
1.3.6 Затраты на воду Нормативное количество воды для наполнения и подпитки открытой системы теплоснабжения, Vв, м3: 𝑉𝑉в = 𝑉𝑉от + 𝑉𝑉пд + 𝑉𝑉пр , (1.3.6.1) где Vот – объем воды, необходимый для разового заполнения внутренних систем теплопотребления и наружных тепловых сетей, м3; р 𝑉𝑉от = 𝜈𝜈 ∙ 𝑄𝑄о , (1.3.6.2) где ν – удельный объем воды, определяется в зависимости от характеристики системы и расчетного графика температур, ν = 40 м3/МВт [7]; р 𝑄𝑄о - максимальный тепловой поток на отопление зданий, Qo= 2,211 МВт (1,9 Гкал/ч). 𝑉𝑉от = 40 ∙ 2,211 = 88,44 м3 . Объем подпитки, обусловленный утечкой теплоносителя для открытых систем теплоснабжения, Vпд, м3 [19]: 𝑉𝑉пд = [(0,0025 ∙ 𝑉𝑉от ) + 𝑉𝑉гвс ] ∙ 365 ∙ 24, (1.3.6.3) Расчетный расход воды на систему ГВС , 𝑉𝑉гвс , т/ч: 𝑉𝑉гвс 𝑄𝑄ℎ · 103 = 3,6 · 𝑐𝑐 · (𝜏𝜏1′′ − 𝜏𝜏2′′ ) (1.3.6.4) где Qh - среднечасовой расход теплоты на горячее водоснабжение составляет 0,59 МВт (0,44 Гкал); (70˚С); 𝜏𝜏1′′ - температура воды в подающем трубопроводе системы ГВС, 𝜏𝜏2′′ - температура сырой воды из хозяйственно-питьевого трубопровода (5°С). 14
𝑉𝑉гвс 590 · 103 кг = 3,6 · = 7798,79 = 7,80 т/ч ч 4,19 · (70 − 5) 𝑉𝑉пд = [(0,0025 ∙ 88,44) + 7,80] ∙ 365 ∙ 24 = 70264,84 м3 , Vпр – прочие расходы воды: на хозяйственно-питьевые нужды, технологические затраты воды и другие; на стадии ТЭО прочие расходы воды приняты равными Vпд без расхода на систему ГВС, м3. 𝑉𝑉пр = 0,0025 · 88,44 = 0,22 Общие затраты воды в системе теплоснабжения составят, Vв, м3/год: 𝑉𝑉в = 88,44 + 70264,84 + 0,22 = 70353,5 м3 /год. Затраты на воду, Св, т.руб/год, определятся по формуле: Св = Gв ∙ 𝑍𝑍в ∙ 10−3 , (1.3.6.5) где Zв – тариф на воду, Zв = 30 руб/м3. Св = 70353,5 ∙ 30 ∙ 10−3 = 2110,61 т.руб/год 1.3.7 Амортизационные отчисления Затраты на амортизацию определены в процентах от единовременных затрат в строительство новой твердотопливной котельной. Норма амортизационных отчислений принята из продолжительности расчетного периода эксплуатации системы теплоснабжения – 25 лет. На = � 1 Тэкс 1 � ∙ 100% = � � ∙ 100% = 4% в год. 25 (1.3.7.1) Амортизационные отчисления от затрат на строительство котельной составят, Сам, т.руб/год: Сам = На ∙ Кит (1.3.7.2) Сам = 0,04 ∙ 58355,6 = 2334,22 . Затраты по основным составляющим эксплуатационных издержек, Сосн, т.руб/год: 15
Сосн = Ст + Сэ + Сзпл + Св + Сам (1.3.7.3) Сосн = 8343,84 + 3827,52 + 3695,35 + 2110,61 + 2334,22 = 20311,54 т.руб/год Прочие эксплуатационные затраты включают в себя специфические затраты (на материалы, общецеховые расходы и др.), присущие отопительным котельным составляют от 3 до 5% от общей суммы эксплуатационных затрат, Спр, т.руб/год: Общие Спр = 0,03 ∙ 20311,54 = 609,35 . эксплуатационные затраты по завершении строительства котельной, Сгод, т.руб/год, составят: Сгод = Сосн + Спр = 20311,54 + 609,35 = 20920,89 т.руб/год Тыс.руб. 9000 8344 8000 7000 6000 5000 3828 3695 4000 2111 3000 2000 2334 609 1000 0 Затраты на топливо Затраты на оплату труда Амортизационные отчисления Затраты на электроэнергию Затраты на водопотребление Прочие затраты Диаграмма 1.3.7.1 Общие эксплуатационные затраты. 16
1.3.8 Расчетная себестоимость выработки и «полезного» отпуска теплоты котельной Ссбв = Сгод 𝑄𝑄вр ∙ 103 , (1.3.8.1) где Qвр – выработка теплоты котельной, Qвр = 10037,75 Гкал. Ссбв = 20920,89 10037,75 ∙ 103 = 2084,22 руб/Гкал Количество отпущенной теплоты потребителю, в течение года состоит из годового расхода теплоты на горячее водоснабжение и тепловой энергии, необходимой для отопления потребителей в течение круглогодичного режима эксплуатации Qht = 10297,44 МВт (8854,20Гкал). Себестоимость отпущенной теплоты котельной потребителю, Ссбо, руб/Гкал: Ссбо = Ссбо = Сгод 𝑄𝑄ℎ𝑡𝑡 ∙ 103 , 20920,89 8854,20 (1.3.8.2) ∙ 103 = 2362,82 Удельные составляющие себестоимости отпущенной теплоты на все виды эксплуатационных затрат приведены на Диаграмме 1.3.8.1 17
Себестоимость отпущенной теплоты 263,63 68,82 238,37 942,36 417,36 432,28 Затраты на топливо Затраты на электроэнергию Затраты на оплату труда Затраты на водопотребление Амортизационные отчисления Прочие затраты Диаграмма 1.3.8.1 - Удельные составляющие себестоимости отпущенной теплоты потребителю, руб./Гкал. Расчетная калькуляция себестоимости отпуска тепловой энергии котельной приведена в таблице 1.3.8.1 Таблица 1.3.8.1 - Расчетная калькуляция себестоимости отпуска тепловой энергии котельной № п/ п 1 1 2 3 4 5 6 7 8 Показатели 2 Годовая выработка теплоты котельной Собственные нужды котельной (технологические и хозяйственные) Потери в тепловых сетях Полезный отпуск теплоты Затраты на топливо (1Б Павловского месторождения) Электроэнергия Затраты на оплату труда Водопотребление Кол-во Цена Затраты Удельны Ед. Величин на 1 Гкал , общие, е % измер. а выраб. руб./ тыс.руб затраты, теплоты ед. . руб./Гкал 3 4 5 6 7 8 9 Гкал 10037,75 Гкал 406,71 Гкал Гкал 776,84 8854,20 т.н.т. 4908,14 КВт∙ч 1 081 220 т. руб. т. руб. 0,489 1700 8343,84 942,36 39,9 107,72 3,54 3827,52 3695,35 2110,61 432,28 417,36 238,37 18,3 17,7 10,1 18
Продолжение Таблицы 1.3.81 1 2 9 Амортизационные отчисления Прочие затраты: транспорт, материалы, цеховые и 10 общеэксплуатационные расходы Сумма затрат на выработку 11 теплоты 12 Себестоимость теплоты 3 т. руб. 4 5 6 7 2334,22 8 263,63 9 11,2 т. руб. 609,35 68,82 2,8 т. руб. 20920,8 9 т. руб. 100 2362,82 100 1.4 Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта строительства котельной Оценка сравнения экономической эффективности экономических проводится показателей на основании существующего варианта теплоснабжения и предлагаемого проекта строительства новой котельной. Сравнение вариантов теплоснабжения проводится по следующим показателям: • простому сроку окупаемости, То; • сроку окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования поступающих доходов, Тд; • сроку окупаемости инвестиций в условиях наращения (капитализации) доходов; • дисконтированному и наращённому доходу за принятый расчетный период. 1.4.1 Технико – экономические показатели базового варианта На стадии ТЭО единовременные затраты в базовом (существующем) варианте теплоснабжения, К1= 0. Эксплуатационные затраты в базовом варианте, Сб, т.руб./год: 19
Сб = �𝑄𝑄ℎ𝑡𝑡1 ∙ Ссб1 � ∙ 10−3 , (1.4.1.1) где 𝑄𝑄ℎ𝑡𝑡1 - годовой отпуск полезной теплоты существующей котельной, 10037,75 Гкал; Ссб1 - себестоимость теплоты существующей котельной; Ссб1 = 4927,03 руб/Гкал. Эксплуатационные затраты в базовом варианте: Сб = (10037,75 ∙ 4927,03) ∙ 10−3 = 49456,30 т.руб./год. 1.4.2 Технико – экономические показатели инвестиционного проекта Простой срок окупаемости инвестиций, То,лет: где К – То = К , ∆С единовременные (1.4.2.1) затраты в реализацию проекта, К=58355,60 т.руб.; ∆С – снижение текущих издержек при реализации проекта строительства котельной, т. руб/год ∆С = Сб − Сгод , (1.4.2.2) ∆С = 49456,30 − 20920,89 = 28535,41 То = 58355,60 28535,41 = 2,0 года. Срок окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования поступающих доходов, Тд, лет: Тд = − ln(1−𝑟𝑟∙То ) ln(1+𝑟𝑟) , (1.4.2.3) 20
где r – принятая расчетная норма дисконта доходов. В расчетах r = 0,10. Тд = − ln(1−0,10∙2,0) = 2,3 года. ln(1+0,10) Срок окупаемости инвестиций при условии наращения (капитализации) доходов от реализации проекта, Тн, лет: Тн = Тн = ln(1+𝑟𝑟∙То ) , (1.4.2.4) ln(1+0,10) ln(1+0,10∙2,3) ln(1+0,10) = 2,2 года 1.4.3 Оценка устойчивости экономической эффективности проекта Оценка устойчивости экономической эффективности проекта проведена при следующих прогнозных сценарных условиях: расчетный дисконтированный срок окупаемости не должен превышать экономически привлекательного срока окупаемости инвестиций, то есть не более 50% продолжительности жизненного цикла теплоэнергетического оборудования, составляющего в среднем 12 – 15 лет. При оценке экономической устойчивости проекта расчетный срок принят равным 7 годам. В соответствии с принятыми условиями устанавливаются: расчетная экономия текущих затрат, при которой, в условиях дисконтирования будущих доходов, срок окупаемости не превысит 7 лет; значение расчетной себестоимости отпуска теплоты твердотопливной котельной, при которой обеспечивается срок окупаемости затрат не более 7 лет. Расчетные значения устанавливаются методом итераций. Результаты расчета свидетельствуют о том, что для выполнения вышеуказанных условий экономические показатели могут иметь следующие допустимые значения: 21
• ежегодное снижение эксплуатационных затрат при реализации инвестируемого проекта должно составлять 12157,42 т.руб/год; • следовательно, суммарные эксплуатационные затраты при реализации инвестиционного проекта могут составлять до 37298,88 т.руб/год. При этих условиях простой срок окупаемости То = 58355,60 49456,30−37298,88 = 4,8 года. При принятой в расчетах норме дисконта, срок окупаемости инвестиций составит: Тд = − ln(1−0,10∙4,8) ln(1+0,10) = 6,9 года. Срок окупаемости инвестиций при условии наращения (капитализации) доходов от снижения эксплуатационных затрат составит: Тн = ln(1+0,10∙4,8) ln(1+0,10) = 4,1 года. Расчетное значение себестоимости отпуска теплоты, при котором обеспечиваются заданные условия устойчивой экономической эффективности проекта, составит, Ссбу, руб/Гкал: Ссбу = Сгод.у 𝑄𝑄год ∙ 103 , (1.4.3.1) где Сгод.у – предельные значения эксплуатационных затрат при реализации проекта строительства котельной, Сгод.у = 37298,88 т.руб/год; Qгод – годовой полезный отпуск теплоты, Qгод = 10037,75 Гкал. Ссбу = 37298,88 10037,75 ∙ 103 = 3715,86 руб/Гкал 22
Таблица 1.4.3.1 - Сводные технико-экономические показатели инвестиционного проекта Вариант № Сущ. Котельная п/ Наименование показателя Ед.изм. котельная на твердом п на жидком топливе топливе 1 2 3 4 5 1 Эксплуатационные затраты т.руб/год 49456,30 20920,89 Простой срок окупаемости – 2,0 2 лет (расчетный) Простой срок окупаемости – 4,8 3 лет (прогнозный) Дисконтированный срок – 2,3 4 лет окупаемости (расчетный) Дисконтированный срок – 6,9 5 лет окупаемости (прогнозный) Срок окупаемости в условиях – 2,2 6 лет наращения (расчетный) Срок окупаемости в условиях – 4,1 7 лет наращения (прогнозный) 8 Себестоимость отпуска теплоты руб/Гкал 4927,03 2362,82 Норма дисконта доходов от – 0,10 9 отн.ед. снижения эксплуатационных затрат Норма наращения доходов за счет ежегодного увеличения – 0,10 10 отн.ед. эксплуатационных затрат (себестоимости, тарифов) Затраты на реализацию проекта строительства, связанные с переводом нагрузки от действующей мазутной котельной к проектируемой твердотопливной котельной составят 58355,60 т. руб. Расчетные эксплуатационные затраты по завершении строительства – 20920,89 т. руб/год. Расчетная себестоимость отпуска теплоты потребителям 2362,82 руб/Гкал, что значительно ниже себестоимости производства теплоты существующим теплоисточником (4927,03руб./Гкал). 23
В результате проведенных расчетов простой срок окупаемости составляет 2,0 года, при норме дисконта 10% - 2,3 года, в условиях наращения (капитализации) доходов от реализации проекта – 2,2 года. 24
Глава 2 Расчет тепловой схемы котельной 25
2.1 Описание тепловой схемы Тепловая схема представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, объединяемого линиями трубопроводов для транспортировки теплоносителя. Основной целью расчета тепловой схемы котельной является: − определение тепловых нагрузок и их распределение согласно принятой тепловой схеме для обоснования выбора основного оборудования; − определение всех тепловых и массовых потоков, необходимых для определения диаметров трубопроводов и арматуры. [2] Расчет тепловой схемы позволяет определить количество котлов и их суммарную теплопроизводительность при различных режимах работы. Тепловая схема котельной – двухконтурная: первичный контур циркуляции воды от котлов к подогревателям отопления; вторичный контур системы тепловых сетей. Система теплоснабжения – открытая, с независимым подключением потребителей через два водо-водяных теплообменника (1 – рабочий, 1 - резервный). Подпитка тепловых сетей осуществляется из баковаккумуляторов, установленных для обеспечения максимального водоразбора у абонентов с целью выравнивания суточного графика расхода воды. Температура теплоносителя в баках-аккумуляторах составляет 70˚С и поддерживается постоянной за счет установки внутри резервуара водоводяного теплообменника. Подогрев сырой воды из хозяйственно-питьевого водопровода осуществляется в пластинчатых теплообменниках. Регулирование тепловой нагрузки осуществляется изменением температуры теплоносителя в закрытом контуре котла. Данные с датчиков температур наружного воздуха и теплоносителя в подающем трубопроводе (Т12) передаются на щит автоматического управления котла. Исходя из них, происходит изменение параметров воды на выходе из котла (Т11), за счет регулирования расхода топлива котлов. При повышении температуры 26
наружного воздуха, расход угля уменьшается, температура греющей среды снижается, вследствие чего снижается температура теплоносителя, поступающего к потребителю. Существует количественным возможность методом. Для регулирования этого на тепловых перепускной нагрузок линии между трубопроводами Т11 и Т21 установлен исполнительный механизм ST2. Механизм предназначен для регулирования расхода теплоносителя в подающем трубопроводе в переходный период, в зависимости от температуры наружного воздуха. Управление и параметры работы регулятора передаются на программируемый контроллер ПЛК110 («ОВЕН») и задаются программным обеспечением, исходя из данных на термопреобразователях ДТС на подающем и обратном трубопроводах. В зданиях каждого из потребителей находится индивидуальный тепловой пункт, в котором предусмотрен узел смешения для снижения температуры в подающем трубопроводе горячего водоснабжения до требуемой, согласно [13]. Таблица 2.1.1 - Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной Наименование показателя Ед. изм. Значение 1 2 3 1. Отпуск теплоты: теплоноситель вода на отопление и вентиляцию на горячее водоснабжение на собственные нужды 2. Количество потребителей 3. Температура наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 (для отопления) МВт 2,211 (Гкал/ч) (1,901) МВт 0,587 (Гкал/ч) (0,505) МВт 0,163 (Гкал/ч) (0,14) чел. 740 ˚С -31 27
Продолжение Таблицы 2.1.1 1 4.Средняя температура наиболее холодного месяца 5. Температурный график системы теплоснабжения 6. Температура на выходе из котла 7. Температура на входе в котел 8. Температура исходной воды (от хозяйственно-питьевого водопровода) зимой 9. Температура исходной воды (от хозяйственно-питьевого водопровода) летом 10. Расход воды через котел УВКм-1,5 ПР 2 ˚С 3 -20,6 о С 95/70 о С С о С 105 80 5 о о С 15 м3/ч 51,6 2.2 Определение тепловых нагрузок и расчетных расходов Расчет тепловой схемы производится для следующих режимов [17]: − максимально зимнего, соответствующего расчетной температуре наружного воздуха для проектирования систем отопления; − наиболее холодного месяца в году, характеризующего тепловые нагрузки при средней температуре этого месяца; − летнего, характеризующего нагрузки основного и вспомогательного оборудования в период, когда система отопления не работают. Относительный расход теплоты на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха, Qo : Qo = t вн − t нi , t вн − t нр (2.2.1) где tв – средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, принимаемая равной 20 °С [12]; tнр – температура наиболее холодной пятидневки, ˚С [20]; tнi – температура наружного воздуха, ˚С. 28
− для максимально зимнего режима: 20 + 31 =1; 20 + 31 Qo = − для наиболее холодного месяца: Qo = 20 + 20,6 = 0,796 . 20 + 31 Температура воды в подающем трубопроводе, t1 ,˚С: t1 = t в + ∆tT ⋅ Q 0 ,8 o ∇ θ∇ + ∆t − 2 ⋅ Qo , (2.2.2) где ∆tT – температурный напор, ˚С : ∆tT = t1 +t 2 2 − tв , (2.2.3) где t1 – температура в подающем трубопроводе, °С; t2 – температура в обратном трубопроводе, °С; ∆t ∇ – расчетный перепад температур сетевой воды в тепловой сети, 25˚С; θ ∇ – перепад температур в местной системе отопления, ˚С, θ ∇ =95-70=25˚С; Температура воды в обратном трубопроводе, t 2 ,˚С: t 2 = t в + ∆tT ⋅ Q 0 ,8 o − θ∇ 2 ⋅ Qo , (2.2.4) 29
100,0 95,0 95,0 88,8 90,0 Температура теплоносителя, °С 85,0 82,0 80,0 75,1 75,0 68,5 70,0 70,0 65,0 61,7 66,3 60,0 62,1 54,7 57,8 55,0 53,7 50,0 47,5 49,4 45,0 44,8 40,0 40,0 35,0 30,0 -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 Температура наружного воздуха, °С Т11 Т21 Рисунок 2.2.1 - Зависимость температур теплоносителя в трубопроводах Т11 и Т21 от наружной температуры 30
100,0 95,0 95,0 88,8 90,0 Температура теплоносителя, °С 85,0 82,0 80,0 75,1 75,0 68,5 70,0 70,0 65,0 61,7 66,3 60,0 62,1 55,0 54,7 57,8 53,7 50,0 47,5 49,4 45,0 44,8 40,0 40,0 35,0 30,0 -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 Температура наружного воздуха, °С Т12 Т22 Рисунок 2.2.2 - Зависимость температур теплоносителя в трубопроводах Т12 и Т22 от наружной температуры. ' Количество теплоты на отопление и вентиляцию потребителя, Qов , МВт: − для максимально зимнего режима: Qов' = Qов ⋅ Qо = 2,21 ⋅1 = 2,21 ; − для наиболее холодного месяца: Qов' = Qов ⋅ Qо = 2,21 ⋅ 0,796 = 1,76 . Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию потребителя, Gо.в т/ч: 31
G о .в = 860 ⋅ Qов' t1 − t 2 (2.2.5) − для максимально зимнего режима: G о .в = 860 ⋅ 2,21 = 76,02 ; 95 − 70 − для наиболее холодного месяца: 860 ⋅1,76 = 76,06 . 82 − 62,1 Gо .в = Количество теплоты на отопление и вентиляцию котельной, Qов, МВт: − для максимально зимнего режима: Qсн' = Qсн ⋅ Qо = 0,163 ⋅1 = 0,163 ; − для наиболее холодного месяца: Qсн' = Qсн ⋅ Qо = 0,163 ⋅ 0,796 = 0,130 . сн. Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию котельной, Gо.в , т/ч: Gосн.в. = 860 ⋅ Qсн' t1 − t 2 (2.2.5) − для максимально зимнего режима: Gосн.в. = 860 ⋅ 0,163 = 5,61 ; 95 − 70 − для наиболее холодного месяца: Gосн.в. = 860 ⋅ 0,13 = 5,62 . 82 − 62,1 Средний расход теплоты на горячее водоснабжение в летний период, Qг.в.л, МВт: 32
t гпотр − t х. л .в = Qгв ⋅ потр ⋅β , t г .в − t х . з Q г .в . л Qг .в. л = 0,59 ⋅ (2.2.6) 70 − 15 ⋅ 0,8 = 0,40 , 70 − 5 потр где t г .в - температура горячей воды в местах водоразбора, согласно [13], 70 ˚С; t х. л - температура холодной воды в летний период, 15˚С; t х. з - температура холодной воды в зимний период, 5˚С; β – коэффициент, учитывающий снижение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в летний период по отношению к отопительному, β=0,8. Расход воды в подающей линии системы теплоснабжения для нужд горячего водоснабжения, Gг.в, т/ч: G г .в = где tс.в – температура 860 ⋅ Qгв , t гпотр − t с .в . .в сырой воды (2.2.7) из хозяйственно-питьевого водопровода, в летнем режиме-15˚С, в зимний - 5˚С. − для максимально зимнего режима и наиболее холодного месяца: G г .в = 860 ⋅ 0,59 = 7,81 ; 70 − 5 − для летнего периода: G г .в . л = G г .в . л = 860 ⋅ Qг .в. л , t1 л − (∆t в +t с.в ) (2.2.8) 860 ⋅ 0,40 = 7,64 , 70 − (10 + 15) 33
где t1л – температура сетевой воды в прямой линии горячего водоснабжения при летнем режиме,˚C; Δtв – минимальная разность температур греющей и нагреваемой среды, принимается 10˚С. ' Расход греющей среды на теплообменники горячей воды, G гв , т/ч: Gгв' = 860 ⋅ Qгв , t1т.с. − t 2т.с. (2.2.9) − для максимально зимнего режима: Gгв' = 860 ⋅ 0,59 = 20,30 105 − 80 − для наиболее холодного месяца: Gгв' = 860 ⋅ 0,59 = 25,5 ; 90,4 − 70,5 − для летнего периода: Gгв' = 860 ⋅ 0,40 = 13,76 . 105 − 80 Расход воды в подающей магистрали тепловых сетей, G, т/ч: G = Gо.в + G г' .в + Gосн.в. , (2.2.10) − для максимально зимнего режима: G = 76,02 + 20,3 + 5,61 = 101,93 ; − для наиболее холодного месяца: G = 76,06 + 25,5 + 5,62 = 107,2 ; − для летнего периода: 34
G = 13,76 . Максимальный часовой расход подпиточной воды для открытых систем теплоснабжения, Gподп, м3/ч [19]: Gподп = 0,0025 ⋅ VТС + G ГВM (2.2.11) Объем воды в открытой системе теплоснабжения допускается принимать равным 70 м3 на 1 МВт расчетной тепловой нагрузки, VТС, м3: VTC = 70 ⋅ Q г .в (2.2.12) VTC = 70 ⋅ 0,59 = 38,35 Максимальный расход воды на горячее водоснабжение, GГВМ, м3/ч: G ГВМ = G г .в ⋅ k ч , (2.2.13) где кч - коэффициент часовой неравномерности водопотребления, принимаемый согласно [16] (при количестве 740 потребителей – 4,0) − для максимально зимнего режима и наиболее холодного месяца: G ГВМ = 7,81 ⋅ 4,0 = 31,24 ; − для летнего периода: G ГВМ = 7,64 ⋅ 4,0 = 30,56 . − для максимально зимнего режима и наиболее холодного месяца: G подп = 0,0025 ⋅ 38,35 + 31,24 = 31,34 ; − для летнего периода: G подп = 0,0025 ⋅ 38,35 + 30,56 = 30,66 . Расход воды через водогрейные котлы, Gк, т/ч: 35
Gк = 860 ⋅ ∑ Q t1в.к − t 2в.к , (2.2.14) где t1в.к - температура на выходе из котла, 105˚С; t 2в.к - температура на входе в котел, 80˚С; ƩQ – суммарная тепловая нагрузка, МВт. − для максимально зимнего режима: Gк = 860 ⋅ (2,21 + 0,59 + 0,163) = 101,93 ; 105 − 80 − для наиболее холодного месяца: Gк = 860 ⋅ (1,76 + 0,59 + 0,130) = 107,2 ; 90,4 − 70,5 − для летнего периода: Gк = 860 ⋅ 0,40 = 13,76 . 105 − 80 Расход сетевой воды в обратном трубопроводе, Gобр, т/ч: Gобр = Gо.в − Gподп , (2.2.15) − для максимально зимнего режима: Gобр = 76,02 − 31,34 = 44,68 ; − для наиболее холодного месяца: Gобр = 76,06 − 30,66 = 45,40 . Количество котлов, n, шт.: n= Gк + 1, Gкэ (2.2.16) 36
где Gкэ - расход теплоносителя через котел, т/ч. n= 107,2 +1 = 3 51,6 Результаты расчета сведены в Таблицу Б.1 2.3 Подбор основного и вспомогательного оборудования Основное требование к выбору конструкции котлов, водоподогревателей и другого вспомогательного оборудования - обеспечение надежной и безопасной эксплуатации на расчетных параметрах в течение расчетного ресурса безотказной работы, принятого в технических условиях, а также возможность технического освидетельствования, очистки, промывки и восстановительного ремонта. [18] Исходя нормативной из результатов документации, расчета тепловой производится схемы подбор и требований основного и вспомогательного оборудования котельной установки. 2.3.1 Выбор котлов, устанавливаемых в котельной Количество и единичную производительность котлов, устанавливаемых в автономной котельной, следует выбирать по расчетной производительности котельной, но не менее двух, при этом в случае выхода из строя наибольшего по производительности котла оставшиеся должны обеспечить отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение - в количестве, определяемом режимом наиболее холодного месяца. Конструктивное исполнение котлов должно обеспечивать удобство технологического обслуживания и быстрого ремонта отдельных узлов и деталей. [17] Исходя из выше перечисленных требований [17] и результатов расчета тепловой схемы котельной к установке приняты котлы марки УВКм-1,5 ПР компании ООО «ДАЛЬСТАМ», оснащенные механизированной топкой с 37
наклонно-переталкивающей решеткой, предназначенные для эффективного сжигания низкосортных бурых углей с высокой влажностью, в количестве 3 штук (2 – рабочих, 1 – резервный). 2.3.2 Подбор насосного оборудования В автономных котельных при двухконтурной схеме следует устанавливать следующие группы насосов: - насосы первичного контура для подачи воды от котлов к подогревателям отопления, вентиляции и горячего водоснабжения; - сетевые насосы систем отопления (насосы вторичного контура); - сетевые насосы систем горячего водоснабжения; - циркуляционные насосы горячего водоснабжения [17]. Число насосов следует принимать: сетевых - не менее двух, один из которых является резервным; подпиточных - в открытых системах - не менее трех, один из которых также является резервным; Число насосов определяется с учетом их совместной работы на тепловую сеть. [18] 2.3.2.1 Подбор сетевых насосов внешнего контура Давление воды в подающих трубопроводах водяных тепловых сетей при работе сетевых насосов должно приниматься, исходя из условий невскипания воды при ее максимальной температуре в любой точке подающего трубопровода, в оборудовании источника теплоты и в приборах систем потребителей, непосредственно присоединенных к тепловым сетям. 38
В обратных трубопроводах водяных тепловых сетей давление при работе сетевых насосов должно быть избыточным и не превышать допускаемого давления в системах теплоиспользования потребителей. Напор сетевых насосов следует определять для отопительного и межотопительного периодов и принимать равным сумме потерь напора в установках на источнике теплоты, в подающем и обратном трубопроводах от источника теплоты до наиболее удаленного потребителя и в системе потребителя (включая потери в тепловых пунктах и насосных) при суммарных расчетных расходах воды. [18] Напор насосов внешнего контура на 20 - 30 кПа больше потерь давления в системе отопления. Расход насосов, исходя из результатов расчета тепловой схемы, составляет: G0 = 860 ⋅ (Qо.в + Qсн ) 860 ⋅ (2,211 + 0,163) = = 81,7 т/ч, 95 − 70 t1 − t 2 К установке приняты насосы Willo CronoLine-IL 80/220-22/2 в количестве 2 штук (1 – рабочий, 1 - резервный). Насос Willo CronoLine-IL 80/220-22/2 одноступенчатый центробежный низкого давления компактной конструкции, двигатель присоединен к насосу через муфту. При использовании системы Wilo - CR - System осуществляется плавное регулирование мощности двигателя насоса, что позволяет оптимально использовать потребление электроэнергии при изменении потребности системы. Мощность электродвигателя 22 кВт, производительность 82 т/ч, располагаемый напор 48 м.вод.ст., частота вращения вала электродвигателя 2900 об./мин. 39
2.3.2.2 Подбор сетевых насосов внутреннего контура (циркуляционных) Циркуляционные насосы при независимой системе теплоснабжения устанавливаются на обратном трубопроводе от систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха перед водоподогревателем. [16] Исходя из результатов расчета тепловой схемы производительность насосов составляет: Gо = 860 ⋅ ∑ Q t1в.к − t 2в.к = 860 ⋅ (1,76 + 0,59 + 0,130) = 107,2 90,4 − 70,5 Напор насосов внутреннего контура на 20 - 30 кПа больше суммы потерь давления в трубопроводах от котлов до подогревателя, в подогревателе и в котле. [17] К установке приняты насосы Willo CronoLine-IL 80/220-22/2 количестве 2 штук (1 – рабочий, 1 - резервный). Мощность электродвигателя 22 кВт, производительность 108 т/ч, развиваемый напор 40 м.вод.ст., частота вращения вала электродвигателя 2900 об./мин. 2.3.2.3 Подбор подпиточных насосов Заполнение и подпитку водяных тепловых сетей после котельных и систем потребления теплоты, присоединяемых к тепловым сетям по независимой схеме, следует предусматривать водой из обратного трубопровода тепловой сети подпиточным насосом. Напор подпиточных насосов должен определяться из условий поддержания в водяных тепловых сетях статического давления и проверяться для условий работы сетевых насосов в отопительный и неотопительный периоды. Подачу (производительность) рабочих подпиточных насосов на источнике теплоты в открытых системах - равной сумме максимального 40
расхода воды на горячее водоснабжение и расхода воды на компенсацию потерь. [17] Производительность подпиточных насосов, Gподп , т/ч: Gподп = 0,0025 ⋅ VТС + G ГВM = 0,0025 ⋅ 38,35 + 30,56 = 30,66 . Напор сетевых насосов горячего водоснабжения на 20 - 30 кПа больше суммы потерь давления в трубопроводах от котлов до подогревателя горячего водоснабжения, в подогревателе и в котле. К установке приняты насосы Willo CronoLine-IL 32/160-3/2 в количестве 3 штук (2 – рабочих, 1 - резервный). Насос CronoLine-IL 32/160-3/2 одноступенчатый конструкции, центробежный двигатель насос присоединен низкого к давления насосу через компактной муфту. При использовании системы Wilo - CR - System осуществляется плавное регулирование мощности двигателя насоса, что позволяет оптимально использовать потребление электроэнергии при изменении потребности системы. Мощность электродвигателя 3 кВт, производительность 16 т/ч, развиваемый напор 30 м.вод.ст., частота вращения вала электродвигателя 2900 об./мин. 2.3.3 Подбор теплообменников Минимальное число водо-водяных водоподогревателей следует принимать: два, параллельно включенных, каждый из которых должен рассчитываться на 100 % тепловой нагрузки - для систем отопления зданий, не допускающих перерывов в подаче теплоты; по одному в каждой ступени подогрева - для систем горячего водоснабжения. [19] 41
2.3.3.1 Производительность Подбор сетевых водоподогревателей водоподогревателей для систем отопления, вентиляции и кондиционирования должна определяться по максимальным расходам теплоты на отопление, вентиляцию и кондиционирование. Количество подогревателей должно быть не менее двух. При этом при выходе из строя одного из них оставшиеся должны обеспечить отпуск теплоты в режиме самого холодного месяца. Для систем отопления, вентиляции и кондиционирования, не допускающих перерывов в подаче теплоты, следует предусматривать установку резервного подогревателя. [17] Таблица 2.3.3.1.1 - Параметры греющей и нагреваемой среды Наименование Количество теплоты на отопление и вентиляцию потребителя Обозначение Ед.изм-я Значение Qо.в МВт 2,211 t1' °С 105 t1'' °С 80 G1 м3/ч 81,6 t 2' °С 70 t 2'' °С 95 G2 м3/ч 81,6 Параметры греющей среды: Температура на входе в теплообменный аппарат Температура на выходе из теплообменного аппарата Расчетный расход теплоносителя Параметры нагреваемой среды: Температура на входе в теплообменный аппарат Температура на выходе из теплообменного аппарата Расчетный расход теплоносителя К установке приняты 2 водо-водяных пластинчатых разборных теплообменных аппарата Alfa Laval М10-BFM, максимальный расход каждого 42
180 м3/ч, максимальная температура теплоносителя 160 °С, максимальное давление 10 бар. Подбор водоподогревателей горячего водоснабжения 2.3.3.2 Число водо-водяных водоснабжения водоподогревателей следует принимать два для систем параллельно горячего включенных водоподогревателя в каждой ступени подогрева, рассчитанных на 50 % производительности каждый. [16] Таблица 2.3.3.2.1- Параметры греющей и нагреваемой среды Наименование Обозначение Ед.изм-я Значение Qг.в. МВт 0,59 t1' °С 105 t1'' °С 80 G1 м3/ч 20,3 t 2' °С 5 t 2'' °С 70 G2 м3/ч 7,8 Средний расход теплоты на горячее водоснабжение Параметры греющей среды: Температура на входе в теплообменный аппарат Температура на выходе из теплообменного аппарата Расчетный расход теплоносителя Параметры нагреваемой среды: Температура на входе в теплообменный аппарат Температура на выходе из теплообменного аппарата Расчетный расход теплоносителя К установке приняты теплообменных аппарата максимальный расход 2 Alfa каждого водо-водяных Laval 54 М6-FG м3/ч, пластинчатых компании максимальная разборных «Alfa Laval», температура теплоносителя 160°С, максимальное давление 16 бар. 43
2.3.4 Подбор баков-аккумуляторов В котельных для открытых систем теплоснабжения и для установок централизованных систем горячего водоснабжения, водоподогреватели которых выбраны по расчетным средним часовым нагрузкам, следует предусматривать баки-аккумуляторы горячей воды. [18] Для открытых систем теплоснабжения, а также при отдельных тепловых сетях на горячее водоснабжение с целью выравнивания суточного графика расхода воды (производительности ВПУ) на источниках теплоты должны предусматриваться баки-аккумуляторы химически обработанной воды по [15]. Число баков независимо от системы теплоснабжения принимается не менее двух по 50 % рабочего объема каждый. Расчетная вместимость баковаккумуляторов должна быть равной десятикратной величине среднечасового расхода воды на горячее водоснабжение. Внутренняя поверхность баков должна быть защищена от коррозии, а вода в них – от аэрации, при этом должно предусматриваться непрерывное обновление воды в баках. [19] Таким образом, объем двух баков аккумуляторов, Gб-а, м3/ч: Gб − а = 860 ⋅ Qгв 860 ⋅ 0,59 ⋅ = 10 ⋅10 = 78,06 70 − 5 t гпотр − t с .в . .в Для открытых систем теплоснабжения должна предусматриваться аварийная подпитка из систем хозяйственно-питьевого водоснабжения. [19] К установке приняты 2 вертикальных цилиндрических бака- аккумулятора горячего водоснабжения в комплекте с греющим змеевиком, теплоизоляцией и антикоррозионной защитой, каждый из которых емкостью 50 м3, завода-изготовителя ООО «ДАЛЬСТАМ». 2.3.5 Подбор расширительного бака Для приема излишков воды в системе при ее нагревании и для подпитки системы отопления при наличии утечек в автономных котельных 44
рекомендуется предусматривать расширительные баки для системы отопления и вентиляции и для системы котла (первичного контура) с тепловой изоляцией. [17]. Расширительные баки должны быть цилиндрической формы. [16] Согласно рекомендациям компании «REFLEX» по подбору мембранных расширительных баков, его объем, Vn, л: Vn = V pac ⋅ n , 100 (2.3.5.1) где Vpac – объем расширения системы, л; n - % от объема расширения системы, зависящий от температуры в точке подключения бака. V рас = Vсис ⋅ γ , (2.3.5.2) где Vpac – общий объем системы, л; γ - коэффициент расширения теплоносителя при средней температуре системы (при температурном графике 105/80 – 0,038). V рас = 107200 ⋅ 0,038 = 4073,6 ; Vn = 4073,6 ⋅ 8 = 326 100 К установке принят расширительный бак Reflex V500, объемом 500 л, рабочее давление 6 бар. 45
Глава 3 Газовоздушный тракт 46
3.1 Аэродинамический расчет 3.1.1 Определение расхода воздуха, состава и объема продуктов сгорания Рабочее топливо – бурый уголь Павловского месторождения Таблица 3.1.1 - Исходные данные № Наименование п/п Размерность Значение 1 2 3 4 1 КПД котла % 81,5 2 Номинальная тепловая мощность МВт 1,5 ккал/кг 2560 °С 150 котла 3 Низшая теплота сгорания топлива, Qнр 4 Температура уходящих газов, ϑ Состав топлива на его рабочую массу: 5 Wp % 41,5 6 Ap % 19,6 7 S pр + S po % 0,4 8 Cp % 25,7 9 Hp % 2,3 10 Np % 0,3 11 Op % 10,2 Расчетные коэффициенты избытка воздуха в газоходах по ходу движения газов: 12 Выход из котла - золоуловитель - 1,7 13 Золоуловитель - дымосос - 1,8 14 Дымосос - общий газоход - 1,9 15 Общий газоход - дымовая труба - 2,1 47
Расход топлива, Вр: Bp = Qк ⋅ 0,86 1,5 ⋅ 0,86 ⋅ 10 6 = = 618,29 кг/ч = 0,17 кг/с, р 0,815 ⋅ 2560 η к ⋅ Qн (3.1.1.1) где Qк – номинальная тепловая мощность котла, МВт; ηк – коэффициент полезного действия котла, доли; Qнр - низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг. 3.1.2 Расчёт сопротивлений газового и воздушного тракта котельной Целью аэродинамического расчета котельной установки является выбор необходимых тягодутьевых машин на основе перепада полных давлений в газовом и воздушном трактах и расчетных объемов газов. Кроме того, в ходе расчета производится оптимизация элементов и участков газовоздушного тракта, обеспечивающая минимальные расчетные затраты, а также определяются расчетные данные для конструирования газопроводов и воздуховодов.[1] Расчет расхода воздуха, состава и объема продуктов сгорания приведен в Приложении В. 3.1.2.1 Сопротивление газового тракта Для удобства расчета газовый тракт делится на участки, сумма сопротивлений которых будет представлять потери давления по ходу движения дымовых газов. ∆h Г .Т . = ∆hIг + ∆hIIг + ∆hIIIг + ∆hк + ∆hз. + ∆hтр. , (3.1.2.1.1) где ∆hIг − потери давления на участке I, Па; ∆hIIг − потери давления на участке II, Па; ∆hIIIг − потери давления на участке III, Па; 48
∆hк − сопротивление котла, Па; ∆hдым.тр. − сопротивление дымовой трубы, Па; ∆hз − сопротивление золоуловителя, Па. Таблица 3.1.2.1.1 – Аэродинамический расчет участка Іг Сопротивление № Наименов Расчетные Коэффициент п/п ание данные сопротивления ∆h = ω 2 ⋅ ρ0 2 ⋅ξ , Па 1 2 3 Сопротивление котла УКВм-1,5 ПР 4 5 ∆hк 750 Участок Іг Выход из котла в золоуловитель 1 Конфузор Fм=0,5·0,4=0,2 Fб=2,0·0,4=0,8 ξ = 0,37 (Рис. VІІ-11) ∆h = 8,15 2 ⋅ 0,83 ⋅ 0,37 = 10,20 2 Fм/Fб=0,25 2 Отвод 90° (2 шт.) ξ = 0,30 Fм=0,5·0,4=0,2 (При скорости ≤ 25м/с) 8,15 2 ⋅ 0,83 ⋅ 0,30 ⋅ 2 = 2 = 16,14 ∆h = ϕ р = 0,65 (Рис. VІІ-12/1/) 3 Диффузор Fм=0,5·0,4=0,2 Fб=0,9·0,3=0,27 Fм/Fб=0,74 ξвых = 0,15 (Рис. VІІ-11) ∆h = 8,15 2 ⋅ 0,83 ⋅ 0,098 = 2,64 2 ξ = ξвых⋅ϕ р= =0,15∙0,65 = 0,09 8 49
Продолжение Таблицы 3.1.2.1.1 1 2 Сопротивл ение на 4 трение 3 4 Fм=0,5·0,4=0,2 λ=0,02 (табл. VІІ-2 l=2,0 м /1/) 5 ∆h = ∆hIг участка Iг ⋅ λ' = 2 8,15 ⋅ 0,83 = ⋅ 0,09 = 2,48 2 2 ⋅ a ⋅ b 2 ⋅ 0,5 ⋅ 0,4 l' = l ⋅ l = 0,02 ⋅ 2 = dэ = = dэ 0,44 0,5 + 0,4 a+b = 0,09 = 0,44 Суммарное сопротивление ω 2 ⋅ ρ0 2 ∆hIг = ∑ ∆h = 10,20 + 16,14 + 2,64 + 2,48 = 31,46 Количество дымовых газов на участке, м3/с: VIг = B p ⋅ Vг ⋅ (ϑ + 273) = 0,17 ⋅ 6,19 ⋅ (150 + 273) = 1,63 273 273 , (3.1.2.1.2) где Вр – расход топлива, кг/с; Vг – действительный суммарный объем продуктов сгорания на участке, м3/кг; ϑ - температура уходящих газов, °С. Расчетная скорость на участке, ω, м/с: ω= VIг 1,630 = = 8,15 , 0,20 Fм (3.1.2.1.3) где VIг – количество дымовых газов на участке, м3/с; Fм – наименьшее сечение газопровода, м2. Таблица 3.1.2.1.2 – Аэродинамический расчет участка ІIг № Наименов п/п ание 1 Расчетные данные Коэффициент сопротивления Сопротивление ω 2 ⋅ ρ0 ∆h = ⋅ξ , 2 3 4 Сопротивление батарейного ∆hз циклона Участок ІIг Выход из золоуловителя в дымосос 2 Па 5 500 50
Продолжение Таблицы 3.1.2.1.2 1 1 2 Конфузор 3 Fм=0,5·0,4=0,2 Fб=0,9·0,3=0,27 4 5 ξ = 0,17 8,55 2 ⋅ 0,83 ∆h = ⋅ 0,17 = 5,15 2 (Рис. VІІ-11) Fм/Fб=0,74 2 Отвод 90° (2 шт.) ξ = 0,30 Fм=0,5·0,4=0,2 (При скорости ≤ 25м/с) 8,55 2 ⋅ 0,83 ⋅ 0,30 ⋅ 2 = 2 = 18,20 ∆h = ϕ р = 0,60 Fм=0,5·0,4=0,2 3 Диффузор Fб=0,832·0,414=0, 34 Fм/Fб=0,59 (Рис. VІІ-12/1/) ξвых = 0,15 8,55 2 ⋅ 0,83 ∆h = ⋅ 0,09 = 2,70 2 (Рис. VІІ-11) ξ = ξвых⋅ϕ р= =0,15∙0,60 = 0,09 Резкое 4 изменение Fм=0,5·0,4=0,2 Fб=0,832·0,414=0, 34 сечения Сопротивл 5 ение на трение 6 Всасываю щий карман дымососа ξвых = 0,15 (Рис. VІІ-11) ∆h = 8,55 2 ⋅ 0,83 ⋅ 0,15 = 4,64 2 Fм/Fб=0,59 Fм=0,5·0,4=0,2 l=3,75 м λ=0,02 (табл. VІІ-2 /1/) l 3,35 2 ⋅ a ⋅ b 2 ⋅ 0,5 ⋅ 0,4 ' l = l ⋅ = 0,02 ⋅ = = dэ 0,44 a+b 0,5 + 0,4 = 0,15 = 0,44 dэ = Fм=0,832·0,414=0 ,34 Суммарное сопротивление участка IIг ξ = 0,2 (п.2.32) ∆hIIг ∆h = ω 2 ⋅ ρ0 ⋅ λ' = 2 8,55 ⋅ 0,83 = ⋅ 0,15 = 4,55 2 2 ∆h = ω 2 ⋅ ρ0 ⋅ λ' = 2 8,55 ⋅ 0,83 = ⋅ 0,2 = 6,07 2 2 ∆hIIг = ∑ ∆h = 5,15 + 18,20 + 2,70 + 4,64 + 4,55 + 6,07 = 41,31 51
Количество дымовых газов на участке, м3/с: VIIг = B p ⋅ Vг ⋅ (ϑ + 273) = 0,17 ⋅ 6,51 ⋅ (150 + 273) = 1,71 273 273 , (3.1.2.1.4) где Вр – расход топлива, кг/с; Vг – действительный суммарный объем продуктов сгорания на участке, м3/кг; ϑ - температура уходящих газов, °С. Расчетная скорость на участке, м/с: ω= VIIг 1,71 = = 8,55 , 0,20 Fм (3.1.2.1.5) где VIIг – количество дымовых газов на участке, м3/с; Fм – наименьшее сечение газопровода, м2. Таблица 3.1.2.1.3 – Аэродинамический расчет участка ІIIг № п / Наименование Расчетные данные п 1 2 Расчетная Коэффицие скорость нт V ω = г , м/с F 3 4 сопротивле Сопротивлен ие ∆h = ω 2 ⋅ ρ0 2 ⋅ξ , ния Па 5 6 Участок IІIг Выход из дымососа в общий газоход ξ = 0,17 1 Диффузор Fм=0,4·0,3=0,12 Fб=0,5·0,4=0,20 1,80 = 0,20 = 9,0 ω= (Рис. VІІ- 9,0 2 ⋅ 0,83 ⋅ 2 ⋅ 0,17 = 5,71 ∆h = 11) Fм/Fб=0,60 2 Отвод 45° (3 шт.) Fм=0,5·0,4=0,2 1,80 ω= = 0,20 = 9,0 ξ = 0,30 (При скорости ≤ 25м/с) 9,0 2 ⋅ 0,83 ⋅ 2 ⋅ 0,30 ⋅ 3 = 30,25 ∆h = 52
Продолжение Таблицы 3.1.2.1.3 λ=0,02 Fм=0,5·0,4=0,2 3 Сопротивление на трение l=5,6 м 2 ⋅ a ⋅ b 2 ⋅ 0,5 ⋅ 0,4 = a+b 0,5 + 0,4 = 0,44 dэ = (табл. VІІ-2 1,80 = 0,20 = 9,0 ω= ωп = 4 Тройник Fб=0,5·0,4=0,2 собирающий Fс=0,5·0,8=0,4 Fб / Fп = 0 .2 =1 0.2 ωб = l' = l ⋅ l = dэ = 0,02 ⋅ 5,60 = 0,25 0,44 1,80 = 0,20 = 9,0 Fп=0,5·0,4=0,2 /1/) ω 2 ⋅ ρ0 ' ⋅λ = 2 9,0 2 ⋅ 0,83 = ⋅ 0,25 = 2 = 8,40 ∆h = 1,80 = 0,20 = 9,0 1,80 ⋅ 2 ωc = = 0,40 = 9,0 9,0 ωб / ωп = = 9,0 =1 ωб / п ⋅ ρ 0 ⋅ 2 2 ξ б = 0,10 ξ п = 0,08 (Рис. VІІ23) ∆hб / п = ⋅ξб / п 9,0 2 ⋅ 0,83 ∆hб = ⋅ 2 ⋅ 0,1 = 3,36 9,0 2 ⋅ 0,83 ∆hп = ⋅ 2 ⋅ 0,08 = 2,69 λ=0,02 Fм=0,5·0,8=0,4 5 Сопротивление на трение l=2,85 м (табл. VІІ-2 ωc = 2 ⋅ a ⋅ b 2 ⋅ 0,5 ⋅ 0,8 = a+b 0,5 + 0,8 = 9,0 = 0,62 dэ = 1,80 ⋅ 2 = 0,40 /1/) ∆h = ω 2 ⋅ ρ0 ⋅ λ' 2 9,0 ⋅ 0,83 = ⋅ 2 ⋅ 0,09 = 3,03 2 l' = l ⋅ l = dэ = 0,02 ⋅ 2,85 = 0,09 0,62 53
Продолжение Таблицы 3.1.2.1.3 ωп = 1,80 ⋅ 2 = 0,40 = 9,0 Fп=0,5·0,8=0,4 6 Тройник Fб=0,5·0,4=0,2 собирающий Fс=0,5·1,2=0,6 Fб / Fп = 0 .2 = 0,5 0.4 ωб = 1,80 = 0,20 = 9,0 1,80 ⋅ 3 ωc = = 0,60 = 9,0 9,0 ωб / ωп = = 9,0 =1 ξ б = 0,01 ξ п = 0,04 (Рис. VІІ23) ∆hб / п = ⋅ξб / п ωб / п 2 ⋅ ρ 0 ⋅ 2 9,0 2 ⋅ 0,83 ⋅ 2 ⋅ 0,01 = 0,34 9,0 2 ⋅ 0,83 ∆hп = ⋅ 2 ⋅ 0,04 = 1,34 ∆hб = λ=0,02 Fм=0,5·1,2=0,6 7 Сопротивление на трение l=2,60 м (табл. VІІ-2 1,80 ⋅ 3 = 2 ⋅ a ⋅ b 2 ⋅ 0,5 ⋅ 1,2 0 , 71 = dэ = 0,5 + 1,2 = 7,61 a+b = 0,71 /1/) ωc = l' = l ⋅ l = dэ = 0,02 ⋅ 2,60 = 0,07 0,71 ω 2 ⋅ ρ0 ' ⋅λ = 2 7,612 ⋅ 0,83 = ⋅ 2 ⋅ 0,07 = 1,68 ∆h = ξ = 0,18 8 Конфузор Fб=0,5·1,2=0,6 Fм=0,3·1,5=0,45 1,80 ⋅ 3 = ωc = 0,71 = 7,61 (Рис. VІІ11) 7,612 ⋅ 0,83 2 ⋅ 0,18 = 4,40 ∆h = Fм/Fб=0,75 ∆h IIг = ∑ ∆h = Суммарное сопротивление участка IIIг ∆hIIIг 5,71 + 30,25 + 8,4 + + 3,36 + 2,69 + 30,3 + + 0,34 + 1,34 + 1,68 + + 4,4 = 88,47 Количество дымовых газов на участке, м3/с: VIIIг = B p ⋅ Vг ⋅ (ϑ + 273) = 0,17 ⋅ 6,85 ⋅ (150 + 273) = 1,80 273 273 , (3.1.2.1.6) где Вр – расход топлива, кг/с; 54
Vг – действительный суммарный объем продуктов сгорания на участке, м3/кг; ϑ - температура уходящих газов, °С. Расчетная скорость на участке, м/с: ω= VIIIг 1,80 = = 8,55 , 0,20 Fм (3.1.2.1.7) где VIIг – количество дымовых газов на участке, м3/с; Fм – наименьшее сечение газопровода, м2. Определение размеров и сопротивлений дымовой трубы Отвод дымовых газов от котлов предусматривается по металлическим газоходам в проектируемую стальную дымовую трубу в несущем каркасе. Диаметр выходного устья трубы, do, м: d 0 = 0,0188 ⋅ Vг ω , (3.1.2.1.8) где Vг – объем дымовых газов, м3/ч; ω - скорость дымовых газов на выходе, м/с. Скорость движения газов предварительно принимается 12 м/с [1], тогда часовой расход газов, Vг, м3/ч: Vг = B p ⋅ Vг' ⋅ 2 ⋅ (ϑ + 273) = 612 ⋅ 6,85 ⋅ 2 ⋅ (150 + 273) = 12991,21 273 273 d o = 0,0188 ⋅ Vг ω = 0,0188 ⋅ , (3.1.2.1.9) 12991,21 = 0,62 . 12 Принимается стандартный диаметр выходного устья d0 = 0,6 м [1], тогда действительная скорость дымовых газов на выходе, ω, м/с: 55
2 ω вых 0,0188 ⋅ Vг = 0,0188 ⋅ 12991,21 = 12,75 , = d0 0,6 2 (3.1.2.1.10) Высота дымовой трубы по условиям отвода газов и рассеивания содержащихся в них вредных выбросов: hтр= Рn ⋅ Z V ⋅δ t ПДК − Сф m ⋅ A⋅ M ⋅ F 3 (3.1.2.1.11) , где А – коэффициент, зависящий от температурной стратификации 2/3 1/ 3 атмосферы , А= 200 сек ⋅ град ; Z – число труб; V – объем дымовых газов, м3/сек; δt - разность температур выбрасываемых газов и воздуха летом в дневное время, 123оС; m – коэффициент, учитывающий условия выхода из устья трубы; ПДК – предельно допустимая концентрация в атмосфере SO2 или золы, ПДК=0,5 мг/м3 ; Сф – фоновая концентрация SO2 или золы, Сф=0,2 мг/м3; F – безразмерный коэффициент, FЗ=2,5; Мз – выброс SO2 или золы из трубы, г/сек . Qр М з = 2,78 ⋅ А р + q 4 ⋅ н ⋅ В р ⋅ α ун ⋅ (1 − η цик ) , 8100 (3.1.2.1.12) 2560 М з = 2,78 ⋅ 19,6 + 5,0 ⋅ ⋅ 0,612 ⋅ 0,2 ⋅ (1 − 0,85) = 1,08 8100 1 ⋅ 200 ⋅ 1,08 ⋅ 2,5 ⋅ 3 hтр = 1 ⋅ 0,5 − 0,2 1 3,61 ⋅ 123 = 15,4 56
Ближайший типоразмер высоты трубы согласно [1] 21,4 м, но с учетом оценочного расчета рассеивания вредных выбросов в атмосферу к установке принята самонесущая теплоизолированная металлическая труба в каркасе высотой 30 м. Нижний диаметр трубы, dн, м: d н = d 0 + 0,02 ⋅ hтр = 0,6 + 0,02 ⋅ 21,4 = 1,0 , (3.1.2.1.13) Скорость газов на входе в дымовую трубу, ωвх, м/с: 2 0,0188 ⋅ Vг = 0,0188 ⋅ 12991,21 = 4,59 , ω вх = 1,0 dн 2 (3.1.2.1.14) Сопротивление дымовой трубы, ∆hдым.тр. , Па: ∆hдым.тр. = ∆hвх + ∆hвых + ∆hтрен , (3.1.2.1.15) где ∆hвх – потери давления при входе газов в дымовую трубу, Па; ∆hвых – потери давления на выходе газов из дымовой трубы, Па; ∆hтрен – потери давления на трение в трубе, Па. Потери давления на трение в трубе, ∆hтрен , Па: ∆hтрен = 2 − ω вх2 ) ⋅ ρ λ (ω вых ⋅ , 8⋅i 2 (3.1.2.1.16) где l - коэффициент потерь давления на трение в дымовой трубе, для металлических дымовых труб [1] 0,02; i – уклон дымовой трубы, ‰; ∆hтрен ( ) 0,02 12,75 2 − 4,59 2 ⋅ 0,83 = ⋅ = 7,34 . 8 ⋅ 0,02 2 Потери давления при входе газов в дымовую трубу, ∆hвх , Па 57
∆hвх / вых = ξ ⋅ ω н2 ⋅ρ, 2 (3.1.2.1.17) где ζ – коэффициент местного сопротивления на выходе из дымовой трубы, согласно [1] 1,0. 4,59 2 ∆hвх = 1,0 ⋅ ⋅ 0,83 = 8,74 . 2 Потери давления на выходе из дымовой трубв, ∆hвых , Па; ∆hвых = 1,0 ⋅ 12,75 2 ⋅ 0,83 = 67,46 . 2 ∆hдым.тр. = 8,74 + 67,46 + 7,34 = 83,54 . Определение самотяги дымовой трубы Величина самотяги дымовой трубы, ∆hс, мм.вод.ст: 273 ∆hc = ± H д ⋅ g ⋅ 0,123 − p ⋅ ρ o ⋅ 273 + ϑ ух , (3.1.2.1.18) где Нд – высота дымовой трубы, м; р - абсолютное среднее давление газов в дымовой трубе, при избыточном давлении меньше 500 мм. вод. ст., принимается равным 1 мм.вод.ст.; ρ0 - приведенная плотность дымовых газов при 760 мм. рт. ст. и 0 оС, кг/м3; ϑух – температура уходящих газов, °С; 273 ∆hc = ±21,4 ⋅ 9,81 ⋅ 0,123 − 1 ⋅ 0,134 ⋅ = 7,67 =76,7 Па 273 + 150 Полное сопротивление дымовой трубы, ∆hтр, Па: ∆hтр = ∆hдым.тр − ∆hс , (3.1.2.1.19) 58
∆hтр = 83,54 − 76,7 = 6,84 Общее сопротивление газового тракта, ∆hГ.Т. , Па: ∆h Г .Т . = 31,46 + 41,31 + 88,47 + 6,84 + 500 + 750 = 1418,08 3.1.2.2 Сопротивление воздушного тракта Сопротивление воздушного тракта, ∆hВ.Т., Па: ∆hВ.Т . = ∆h реш + ∆hвоздух. + ∆hтоп. ус. , где ∆hреш (3.1.2.2.1) − сопротивление воздухозаборной решетки, Па, 10 Па [1]; ∆hвоздух. − сопротивление воздуховодов, Па; ∆hтоп.ус. − сопротивление топочного устройства при слоевом сжигании, 800 Па. [1]. Сопротивление воздуховодов, ∆hвоздух., Па: ∆hвозудх = l ⋅ ∑ ξ + l ⋅ , dэ ω 2 ⋅ ρ 0 2 (3.1.2.2.2) где ω - скорость воздуха в патрубке, м/с; ρ0 – плотность воздуха при заданной температуре, кг/м3; ∑ξ– сумма коэффициентов местного сопротивления; l - коэффициент потерь давления на трение в газовоздухопроводах, 0,02[1]; l – длина воздуховодов, м; dэ – эквивалентный диаметр воздуховода, м. Скорость воздуха в патрубке, ω , м/с: 59
ω= V х.в , F (3.1.2.2.3) где Vх.в– объем холодного воздуха, м3/с; F – площадь живого сечения воздуховода, м2. Расход холодного воздуха, Vх.в, м3/с: V х.в. = В р ⋅ V0 ⋅ (α т − ∆α т ) ⋅ t х.в. + 273 , 273 (3.1.2.2.4) где αт - коэффициент избытка воздуха в топке, ∆αт - присосы воздуха в топке, tх.в. - температура холодного воздуха, °С. V х.в. = 0,17 ⋅ 3,25 ⋅ (1,25 − 0,05) ⋅ ω= 30 + 273 = 0,74 ; 273 0,74 = 15,02 . 0,049 Плотность воздуха при заданной температуре, ρ0, кг/м3: ρ0 = ρв ⋅ 273 273 = 1,17 , = 1,3 ⋅ 273 + 30 273 + t х.в. (3.1.2.2.5) Коэффициенты местных сопротивлений: − 2 воздухозаборных патрубка, ξ=0,2 [1]; − отвод 90°, ξ=0,3; Сопротивление воздуховодов, ∆hвоздух., Па: ∆hвозудх = 15,02 2 ⋅1,17 5,82 = 127,44 . ⋅ 0,2 + 0,3 + 0,02 ⋅ 2 0,25 Сопротивление воздушного тракта, ∆hВ.Т., Па: ∆hВ.Т . = 2 ⋅ 10 + 127,44 + 800 = 947,44 . 60
3.2 Подбор тягодутьевых установок При сжигании шлакующегося топлива необходимо искусственное дутье, т.е. дутьевые вентиляторы. При попытках преодолеть сопротивление топлива и колосниковой решетки за счет самотяги имеется риск возникновения повышенного разряжения во всем газовом тракте, что из–за дополнительных присосов воздуха привело бы к большим коэффициентам избытка воздуха. В результате коэффициент полезного действия котельной установки снизится, так как увеличатся потери тепла с уходящими газами. При принудительной подаче воздуха дутьевыми вентиляторами в топке за счет тяги поддерживается разряжение 2 – 3 мм вод.ст., для того, чтобы при открытых дверках или гляделках не выбрасывалось пламя из топки. При создании принудительного дутья производительность вентилятора должна быть рассчитана на подачу необходимого для горения воздуха, а напор должен обеспечивать преодоление суммарного сопротивление воздушного тракта. Создаваемая самотяга в этом случае должна преодолевать суммарное сопротивление газового тракта. При расчетной нагрузке котельная работает на искусственной тяге. Тягодутьевые установки (дымососы, вентиляторы) следует предусматривать индивидуальными к каждому котлу. Выбор тягодутьевых установок следует проводить с учетом коэффициентов запаса по давлению и производительности в соответствии с приложением В [18]. 3.2.1 Подбор дымососа Расчет производительности дымососа, Qp, м3/ч: Qр = β1·Vдм.г. = 1,1·6496 = 7145,17, (3.2.1.1) где β1 – коэффициента запаса по производительности. [18] 61
Расчетный напор дымососа, Нр, Па: Hр = β2·∆hГ.Т. = 1,2·1418 = 1702, (3.2.1.2) где β2 – коэффициента запаса по напору. [18] Коэффициент приведения характеристики дымососа к условиям (плотности) перемещаемой среды: Кр = 0,132 ρ0 ⋅ 273 + t 0,132 273 + 150 = ⋅ = 0,88 , 273 + t хар 0,134 273 + 200 (3.2.1.3) Приведенный расчетный напор дымососа, Нр’, Па: Нр’= Кр∙Нр = 0,88·1702 = 1498, (3.2.1.4) Коэффициент сжимаемости газа в дымососе, ψ: Ψ=1 Потребляемая мощность электродвигателя дымососа, N, кВт: N= 1 Q p ⋅ H p '⋅ψ 1 7145,17 ⋅ 1498 ⋅ 1 ⋅ = ⋅ = 4,54 , 0,88 36700 ⋅ 73 K p 36700 ⋅η (3.2.1.5) Рис. 3.2.1.1 Аэродинамические характеристики дымососа 62
К установке принят дымосос марки ДН-8 производства ООО «ДАЛЬСТАМ» индивидуально к каждому котлу с характеристиками: производительность – 10460 м3/ч, мощность электродвигателя – 15 кВт, частота вращения рабочего колеса двигателя 1500 об./мин, полное давление 1430 Па. 3.2.2 Подбор дутьевого вентилятора Расчет производительности вентилятора, Qp, м3/ч: Qр = β1·Vв. = 1,1·2664 = 2930,4, (3.2.2.1) где β1 – коэффициента запаса по производительности. [18] Расчетный напор вентилятора, Нр, Па: Hр = β2·∆hВ.Т. = 1,2·947,4 = 1136,88, (3.2.2.2) где β2 – коэффициента запаса по напору. [18] Коэффициент приведения характеристики вентилятора к условиям (плотности) перемещаемой среды, Кр: Кр = 0,132 ρ0 ⋅ 273 + t 0,132 273 + 30 = ⋅ = 0,95 , 273 + t хар 0,134 273 + 40 (3.2.2.3) Приведенный расчетный напор вентилятора, Нр’, Па: Нр’= Кр∙Нр = 0,95·1136,88 = 1080,04, (3.2.2.4) Коэффициент сжимаемости газа в дымососе, ψ: Ψ=1 Потребляемая мощность электродвигателя вентилятора, N, кВт: N= 1 Q p ⋅ H p '⋅ψ 1 2930,4 ⋅ 1080,04 ⋅ 1 ⋅ = ⋅ = 1,5 , K p 36700 ⋅ η 0,95 36700 ⋅ 60 (3.2.2.5) 63
Рис 3.2.2.1 - Аэродинамические характеристики радиального вентилятора ВЦ 14-46 №2,5 К установке принят дутьевой центробежный вентилятор марки ВЦ 14-46 №2,5 производства ООО «ЕВРОМАШ» индивидуально к каждому котлу с параметрами в рабочей зоне: производительность – 2150-3750 м3/ч, мощность электродвигателя – 2,2 кВт, частота вращения рабочего колеса двигателя 2820 об./мин, полное давление 1270-1300 Па. 64
Глава 4 Топливоподача и золошлакоудаление 65
4.1 Доставка твердого топлива Рабочий вид топлива проектируемой котельной – бурый уголь Павловского месторождения. Топливо до поступления в топочное устройство подвергается приемке, перегрузке и подготовке к сжиганию. Для разгрузки, приема, хранения на складе, подачи и подготовки топлива сооружается и оборудуется комплекс устройств, называемый топливным хозяйством котельной. [10] Предусматривается закрытый неотапливаемый склад хранения твердого топлива.[17] Уголь на склад топлива котельной доставляется автомобильным транспортом. Со склада уголь подается к котлам механизированной системой топливоподачи. Укладка угля в штабель на складе, а также его подача со склада к приемным бункерам дробилок осуществляется фронтальным погрузчиком марки «Shantui SL30W» с объемом ковша 1,8 м3. При снабжении котельной углем, требующим дробления, на тракте топливоподачи от приемных разгрузочных устройств до бункеров котлов или на складе уголь подвергается дроблению в установках, состоящих из грохотов и дробилок. Дробилки выбираются в зависимости от типа топочного устройства. При слоевом сжигании применяют валково - зубчатые или винтовые. Шлак и зола, осевшие в топке и газоходах котельной установки, а также летучая зола, улавливаемая в золоуловителе, удаляются из котла, а затем из котельной с помощью систем шлакозолоудаления. [2] 4.2 Склад твердого топлива Запас угля хранится в закрытом расходном складе топлива, расположенном на территории земельного участка котельной. [18] Закрытые склады и приемно-разгрузочные устройства предусматривают для районов 66
жилой застройки, по специальным требованиям промышленных предприятий, на территории которых расположена котельная. [17] Склады должны обеспечивать работу котлов в периоды неравномерной подачи топлива. Для автономных котельных на твердом топливе следует предусматривать склад топлива, расположенный вне помещения котельной и отапливаемых зданий, вместимостью, рассчитанной по суточному расходу топлива, не менее чем на 7 суток. [17] Суточный расход топлива для водогрейных котлов следует определять, исходя из 24 ч их работы при покрытии тепловых нагрузок, рассчитанных по средней температуре самого холодного месяца. [18] Емкость склада предусмотрена на пятнадцать суток работы котельной в режиме наиболее холодного месяца и составляет 161 т. Уголь доставляется на склад топлива автомобильным транспортом. Для устройства складов должны выбираться горизонтальные сухие площадки в непосредственной близости от котельной. Для отвода дождевых и талых поверхностных вод планировка территории склада выполняется с небольшим уклоном в сторону отводящих лотков. Для приема и укладки топлива в штабели, а также его выдачи склады оборудуются различными механизмами, которые определяют схему склада. Тип и количество складских механизмов принимают исходя из вида и марки топлива, часового расхода топлива, требуемой емкости склада. На всех складах, оборудованных кранами, целесообразно в качестве вспомогательных механизмов предусматривать бульдозеры. При подаче угля на склад и со склада автомобильным транспортом с помощью самосвалов схема склада упрощается, так как погрузка и разгрузка автомобилей могут осуществляться в любой точке склада. [18] 67
4.3 Технологическая схема топливоподачи Для водогрейных котельных теплопроизводительностью 1,16 МВт и выше, работающих на твердом топливе, подача топлива в котельную и топку котла должна быть механизирована. Уровень механизации угольных складов должен обеспечивать их работу с минимальной численностью персонала. Выбор системы механизации определяют с учетом климатических условий размещения котельной, часового расхода топлива, его качества и требований котельных агрегатов, по его фракционному составу. При применении котлов со слоевыми топками в тракте топливоподачи следует предусматривать дробилки для угля различного измельчения. [18] Предусматривается два приемных бункера угля объемом 3,5 м3, расположенных в здании склада угля и две нитки скребковых транспортеров для подачи угля от приемных бункеров дробилок к расходным бункерам котлов объемом 6,7 м3, расположенным в котельной. Из приемных бункеров через регуляторы засыпки, уголь поступает в дробилки ВДГ-10. Угольная дробилка ВДГ-10 одновременно предназначена для дробления и грохочения каменного и бурого угля. Устройство дробилки обеспечивает равномерный выход измельченного твердого топлива на транспортное устройство топливоподачи водогрейных котельных со слоевым сжиганием. В дробилку можно загружать уголь крупностью не более 200 мм и не более 10 т/ч. Размер единиц твердого топлива на выходе из дробилки составляет 0-50 мм. Рабочими органами дробилок являются шнеки (один предназначен для дробления, другой для подачи угля). Отличительной особенностью дробилки является то, что шнеки располагаются в корпусе дробилки вертикально. Винт дробящий располагается над винтом транспортирующим. Для увеличения 68
срока службы шнеков дробилки витки наплавляются износостойким материалом. Еще одним рабочим органом является угледробитель. Дробленый уголь подается на горизонтально-наклонные скребковые транспортеры типа КЗГН (две параллельных нитки) и далее подается в надбункерную галерею здания котельной. В помещении надбункерной галереи предусматривается пересыпка угля с транспортеров КЗГН на горизонтальные транспортеры типа КЗГ (две параллельных нитки). От горизонтальных транспортеров типа КЗГ предусматривается пересыпка угля в расходные бункеры котлов по вертикальным коробам через шиберы. Бункеры котлов заполняются поочередно путем открывания соответствующего шибера. Для интенсификации выдачи угля из бункеров, на каждом бункере предусмотрены вибрационные установки с электроприводом марки MVE 1200/3 мощностью 0,95 кВт. 4.4 Расчет часовой производительности тракта топливоподачи Расчетную производительность топливоподачи котельной следует определять по максимальному суточному расходу топлива котельной и количеству часов работы топливоподачи в сутки. [18] Бесперебойность подачи топлива к котлам обеспечивается созданием достаточного запаса топлива в бункерах котлов и установкой резервного транспортирующего оборудования. Суточная производительность тракта топливоподачи, Qтракта, кг: Qтракта = В р ⋅ n (4.4.1) где Вр - максимальный суточный расход топлива котельной, кг/ч; n– число часов работы топливоподачи в сутки, ч. Qтракта = 612 ⋅ 2 ⋅ 4 = 4896 69
Запас угля в бункерах каждого котла равен расчетной часовой производительности тракта топливоподачи. Q1нитки = Qтракта (4.4.2) 4.5 Подготовка твердого топлива к сжиганию Подготовка топлива к сжиганию начинается в дробилках ВДГ-10, куда топливо высыпается из приемных бункеров и далее по скребковому транспортеру поступает в виде кусков размером ≥ 20 мм в расходные бункера котлов. Данная фракция угля удовлетворительно сжигается в слоевых механических топках. При слоевом сжигании твердого топлива сырой уголь из расходных бункеров поступает на колосниковую решетку через питатели топок котлов. 4.6 Золоулавливание Очистка дымовых газов от золы и уноса необходима при сжигании твердого топлива. Это уменьшает загрязнение атмосферного воздуха и улучшает санитарно-гигиенические условия воздушного бассейна, а также повышает надежность эксплуатации дымососов, так как снижается их золовой износ. [6] В котельных, сжигающих твердое топливо применяют два вида золоуловителей: сухие и мокрые. Сухие золоуловители более просты, экономичны и надежны и обеспечивают степень очистки дымовых газов от золы при слоевом сжигании до 80-90%. [6] При сжигании твердого топлива в слое дымовые газы выносят в среднем около 15% золы, при камерном сжигании и сухом удалении шлака унос золы достигает 85-95%, и только малая часть золы топлива осаждается в топке и в газоходах в виде шлака и летучей золы. 70
Современные способы очистки дымовых газов от твердых частиц можно разделить на следующие основные группы: - сухие инерционные золоуловители; - мокрые золоуловители; - электрофильтры; -комбинированные золоуловители. Выбор типа золоуловителей производится в зависимости от объема очищаемых газов, дисперсного состава и физических свойств золы и требуемой степени очистки газов, возможной компоновки оборудования. В качестве золоулавливающих аппаратов следует использовать: - дымососы-золоуловители, циклоны батарейные улиточные, батарейные циклоны с рециркуляцией газов при слоевом сжигании топлива; - циклоны батарейные улиточные, циклоны батарейные с рециркуляцией газов, мокрые золоуловители, электрофильтры при камерном сжигании топлива. [18] Установку золоуловителей необходимо предусматривать на всасывающей стороне дымососов на открытых площадках. Золоуловители предусматривают индивидуальные к каждому котлу. [18] Во избежание значительного выпадения золы скорость газов в газоходах до золоуловителя должна приниматься не менее 12-15 м/с. Количество уноса твердых частиц с дымовыми газами зависит от способа сжигания (слоевое или камерное), свойств топлива (содержания золы и фракционного состава) и тепловых напряжений топки. В соответствии с указаниями по проектированию отопительных котельных золоулавливающие устройства допускается не устанавливать в том случае, когда значение характеристики N < 5000. В остальных случаях установка золоуловителей обязательна. [6] 71
N = B p ⋅ Ap , (4.6.1) где Вр – часовой расход топлива, кг/ч; Ар – содержание золы в рабочей массе топлива, %. N = 612 ⋅ 19,6 = 11995 В данном проекте принят батарейный циклон БЦ - 12. 4.7 Золошлакоудаление Все осаждающиеся в пределах котла твердые частицы принято делить на две части - шлак, т.е. частицы, выпадающие в топке, и золу. Доля шлака и золы зависит от общего содержания минеральной части в топливе зависит от способа сжигания топлива. Процесс шлакозолоудаления состоит из следующих операций: удаление золы и шлака из топочных устройств, далее из золовых бункеров, затем за пределы котельной и прилегающей к ней территории. Выбор способа золошлакоудаления зависит от систем и конструкций топочных устройств, компоновки оборудования в котельной, от общего расхода очаговых остатков, наличия площадки для золошлакоотвала и ее удаленности от котельной. При сжигании топлива на колосниковых решетках в большинстве случаев применяют способ механизированного шлакозолоудаления. В данном дипломном проекте используется механический способ золошлакоудаления скребковым горизонтально-наклонным транспортером, марки КЗГН. Данный способ шлакозолоудаления отличается от других наименьшими капитальными и эксплуатационными затратами. Транспортная система состоит из механизмов для выдачи шлака за пределы котла и механизмов для приема и транспортировки в накопительные бункера. [6] 72
Для расчета систем золошлакоудаления необходимо определить количество золы и шлака, образующееся в каждом котле и в котельной в целом. Часовая производительность системы золошлакоудаления, G, кг/ч: Qр G = n ⋅ B p ⋅ A p + q 4 ⋅ н ⋅ 0,01 , 8100 (4.7.1) где Вр - часовой расход топлива, кг/ч; Ар - зольность топлива на рабочую массу, %; n - количество котлов, шт.; q4 - потери теплоты топлива с механическим недожогом, %; Qнр - низшая теплота сгорания, ккал/кг; 8100- условная теплота сгорания недожога, ккал/кг; 2560 G = 2 ⋅ 612 ⋅ 19,6 + 5,0 ⋅ ⋅ 0,01 = 260 8100 Для приема золы и шлака предусмотрен накопительный бункер полезной емкостью 15 м3, расположенный в закрытом помещении и рассчитанный на восемь суток работы котельной в режиме наиболее холодного месяца. Выдача золы и шлака из бункера предусматривается на грузовую платформу автомобиля через затвор бункерный двухсекторный ручной, размерами 630х630 мм. Зола и шлак вывозятся автотранспортом на полигон ТБО Кировского района на основании договора со специализированной организацией. 73
Глава 5 Водоподготовка 74
5.1 Качество воды В качестве источника водоснабжения для автономных котельных следует использовать хозяйственно-питьевой водопровод. [17] Исходная вода, поступающая из данного трубопровода, содержит различные примеси. Примеси, содержащиеся в природной воде, по степени крупности частиц подразделяются на 3 группы: − Механические – взвешенные вещества в виде частиц песка, глины и др. от 0,2 мк и выше, способные с течением времени отстаиваться; − Истинно-растворенные – примеси, состоящие из электролитов и неэлектролитов; − Коллоидно-растворенные – соединения железа, алюминия, кремния и др. от 0,001 до 0,2 мк, не отстаивающиеся даже в течение длительного времени. Основные показатели качества воды: 1. Прозрачность – содержание в 1 кг воды взвешенных частиц, в мг; 2. Сухой остаток – осадок минеральных и органических примесей, в мг; 3. Минеральный остаток – общее количество минеральных веществ, растворенных в 1 кг воды, мг/кг; 4. Окисляемость – косвенный показатель загрязнения воды органическими примесями, характеризуется расходом кислорода на их окисление, мг/кг; 5. Жесткость – содержание в 1 кг воды растворенных солей кальция и магния, мг-экв/кг; 6. Щелочность – содержание в 1 кг воды растворенных гидратов, карбонатов и бикарбонатов, мг-экв/кг; 7. Степень кислотности или щелочности – характеризуется составом растворенных солей и газов и определяется концентрацией 75
водородных или гидроксильных ионов, образующихся при диссоциации воды, выражается величиной рН%; 8. Содержание растворенных агрессивно-коррозионных газов (кислород, углекислота, сероводород, аммиак), мг/кг. Обработка воды в общем случае предусматривает: удаление взвешенных примесей, снижение жесткости (т.е. умягчение), поддержание определенной величины щелочности, снижение общего солесодержания, удаление растворенных агрессивных газов (О2 и СО2). [6] 5.2 Исходные данные водоснабжения Основной задачей подготовки воды в котельных является борьба с коррозией и накипью. Коррозия поверхностей нагрева котлов, подогревателей и трубопроводов тепловых сетей вызывается кислородом и углекислотой, которые проникают в систему вместе с питательной и подпиточной водой. При нагреве и испарении воды из нее выпадают различные растворенные соли, часть из которых осаждается на поверхностях нагрева в виде плотного слоя с низкой теплопроводностью, называемого накипью. Водно-химический режим работы автономной котельной должен обеспечить стабильную и безаварийную работу котлов, теплоиспользующего оборудования и трубопроводов без коррозионных повреждений, и отложений накипи и шлама на внутренних поверхностях. [16] Для выполнения этих условий показатели качества воды подпитки тепловых сетей открытых систем теплоснабжения не должны превышать нормируемых значений, согласно [15, 17, 19] 76
Таблица 5.2.1 - Сравнение фактических санитарно-химических показателей исходной воды из хозяйственно-питьевого водопровода с нормируемыми. Нормируемый показатель в Исходная вода Контролируемый Единицы открытых (хоз.-пит. показатель измерения системах водопровод) горячего водоснабжения Запах 0 2 баллы Привкус 0 2 баллы Цветность 0 20 градусы Мутность: По формазину 0 2,6 Мг/л По каолину 0 1,5 Мг/л Водородный 8,5 В пределах 6-9 Единицы рН показатель Окисляемость 1,4 5,0 Мг/л перманганатная Растворенный 1000 50 Мкг/кг кислород Алюминий 0,5 Мг/л Железо 0,25 0,3 Мг/л Кадмий 0,0005 0,001 Мг/л Кобальт 0,03 0,1 Мг/л Медь 0,8 1,0 Мг/л Никель 0,01 0,1 Мг/л Карбонатная 1,5 0,8 Мг.экв./кг жесткость Ртуть 0 0,0005 Мг/л Свинец 0,02 0,03 Мг/л Формальдегид 0,02 0,05 Мг/л Хром общий 0,009 0,05 Мг/л Цинк 3,0 5,0 Мг/л Исходя из результатов химического анализа воды, основные проблемные аспекты следующие: 1. Необходимо снижение исходной карбонатной жесткости, равной 1,5 мг/л до значения 0,8 мг/л. 77
2. Необходимо снижение содержания растворенного кислорода с 10000 до 50 мкг/л. 5.3 Выбор водоподготовительного оборудования Заполнение и подпитка водяных тепловых сетей предусмотрены из хозяйственно-питьевого трубопровода. Подпитка внешнего контура системы теплоснабжения предусматривается водой из обратного трубопровода. Предусмотрены баки-аккумуляторы горячего водоснабжения, куда вода поступает через систему водоподготовки в виде станции дозирования TPG603/200L/dn50 реагента «Экостейл-450-2», который приводит качество сырой воды к нормативным требованиям. 5.4 Описание и технические характеристики системы водоподготовки Станции дозирования выполняют следующие функции: очищают воду от примесей химического и органического характера, выполняют антикоррозийную функцию, участвуют в регулировании жесткости и кислотности воды. Достоинствами станций дозирования являются: точность работы, простота управления за счет автоматизации управления, экономичность, способность работать с большими объемами жидкости. Система осуществляет пропорционального подачу в исходную дозирования воду реагента TPG603/200L/dn50 «Эктоскейл-450-2» (цинковый комплекс НТФ). 78
Рис.5.4.1 - Установка станции дозирования TPG603/200L/dn50: 1 насос-дозатор; 2 – электромиксер; 3 – полиэтиленовая емкость для химических реагентов; 4 – всасывающее устройство с контролем уровня или без него; 5 – инжекторный клапан; 6 – усиление из ПВХ. 3 В системах водоподготовки котловой и подпиточной воды разрешается применение ингибиторов накипеобразования и коррозии, соответствующих условиям эксплуатации оборудования. [19] При невозможности первоначального и аварийного заполнения систем отопления и контуров циркуляции котлов химически обработанной водой или конденсатом для защиты систем теплоснабжения и оборудования от коррозии и отложений накипи рекомендуется дозировать в циркуляционный контур ингибиторы коррозии (комплексонаты). [17] Комплексонаты – реагенты, предотвращающие коррозию и накипеобразование. Представляют собой комплексные соединения цинка с фосфорорганическими кислотами. Реагент «ЭКТОСКЕЙЛ–450» – реагент, представляет собой 20% водный раствор или 95% порошок. Данный 79
комплексонат разрешен к применению в воде хозяйственно-питьевого и хозяйственно-бытового водопользования дозой до 10 мг/л. Расход комплексоната зависит от: а) Рекомендованной дозы комплексоната; б) Расхода воды на подпитку системы теплоснабжения. Добавление в подпиточную воду комплексоната «ЭКТОСКЕЙЛ–450» позволяет снизить коррозионную активность воды и предотвратить образование железо-оксидных отложений и накипи на поверхностях нагрева и в системах. Комплексонат «ЭКТОСКЕЙЛ–450» является эффективным ингибитором коррозии в системах теплоснабжения, их применение снижает коррозионную активность воды в среднем в 8-9 раз. В аэрированной воде (воде с содержанием кислорода, превышающем допустимые для нормальной эксплуатации систем теплоснабжения значения) комплексонат является ингибиторами смешанного действия. Механизм защитного действия этих ингибиторов объясняется их адсорбцией на поверхностях металла и образованием защитного слоя труднорастворимых смешанных комплексных соединений цинка и железа, связыванием кислорода цинком комплексоната, присутствующим в растворе. Коррозионные процессы вызывают значительное повышение содержания железа общего в котловой воде, сетевой воде систем теплоснабжения, что приводит к железо-оксидному накипеобразованию на поверхностях нагрева котлов, образованию трудно растворимых железо-оксидных отложений на поверхностях нагрева теплообменного оборудования. Применение же комплексонатов в качестве ингибиторов коррозии в системах паро- теплоснабжения и ГВС позволяет подавить образование железо-оксидных накипи и отложений. Комплексонаты связывают железо общее в воде и способствуют отмывке железо-оксидных отложений и накипи. Согласно типовой схемы дозирования, дозирование производится пропорционально автоматически в зависимости от объема жидкости, 80
прошедшей через расходомер, то есть на прошедший объем воды насос дозатор должен подать необходимое количество реагента. Рис.5.4.2- Типовая схема дозирования Таблица 5.4.1 - Технические характеристики комплексоната «Эктоскейл 450-2» Внешний вид Влажность, % Массовая доля основного вещества (по фосфатам), % Массовая доля цинка, % Показатель активности водородных ионов, (рН) Гарантийный срок хранения: Порошок светло серого цвета с бежевым оттенком не более 10 92-97 12-14 7-8 12 месяцев Производительность системы водоподготовки составляет 7,81 м3/ч, расход сухого реагента составляет 0,115 кг/час или 2,8 кг/сут. 81
Заключение В ходе выполнения выпускной квалификационной работы был разработан проект отопительной котельной санатория «Изумрудный» в п. Горные ключи Приморского края. Для проектирования котельной была разработана тепловая схема, рассчитаны нагрузки котлоагрегата при трех характерных режимах. Подбор основного и вспомогательного оборудования осуществлялся в строгом соответствии с установленными нормами. В разделе технико-экономического обоснования выполнен расчет эксплуатационных затрат и срок окупаемости проекта. В разделе газовоздушного тракта произведен аэродинамический расчет котельной установки и подобрано тягодутьевое оборудование. В разделе топливоснабжения и золошлакоудаления котельной выполнен расчет системы и подобрано оборудование. В разделе водоподготовки на основании химического анализа исходной воды подобрана установка коррекционной обработки. Проект выполнен в соответствии с нормативными документами и состоит из расчетно-пояснительной записки, схем и чертежей. 82
Список используемой литературы 1. Аэродинамический расчёт котельных установок (нормативный метод), С.И. Мочан, Л.: “Энергия”, 1977 г. 2. Бузников Е.Ф. и др. Производственные и отопительные котельные : / Е.Ф. Бузников, К.Ф. Роддатис, Э.Я. Берзиньш. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 248 с.: ил. 3. ГОСТ 2.105-95. Единая система конструкторской документации. Общие требования к текстовым документам. – Введ. 1996-07-01. - Минск: Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации, 1995. 4. ГОСТ 7.32-2017. Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и правила оформления. – Введ. 2018-07-01. – М: Стандарииформ, 2017. 5. Гусев Г.Б. Тепловая схема водогрейной котельной. Расчет котла. Методические указания к дипломному и курсовому проектированию по дисциплине «Оборудование и эксплуатация тепловых станций с водогрейными котлами» для студентов специальности «Промышленная теплоэнергетика». – М: МИИТ, 2009, - 32с. 6. Гусев Ю. Л. Основы проектирования котельных установок: учебное пособие. – 2-е изд. – М.: Стройиздат, 1973. – 248 с. 7. Методические указания по определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку теплоты отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий отдел энергоэффективности ЖКХ АКХ им. К.Д. Памфилова - М.: отдел энергоэффективности ЖКХ АКХ им. К.Д. Памфилова, 2002. – 241с. 8. Методика осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя. Приказ Минстроя России от 17.03.2014 №99 «Об утверждении Методики осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя». 83
9. РД 34.09.102. Правила учета тепловой энергии и теплоносителя. – Введ. 1995.09.12 – МЭИ № 1995, 2008. 10. Роддатис К.Ф. Котельные установки: учебное пособие для студентов неэнергетических специальностей вузов. – М.: Энергия, 1977. – 432 с.: ил. 11. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности: / под ред.К.Ф. Роддатиса. – М.: Энергоатомиздат,1989. – 488 с.: 6 ил. ISBN 5-283-00018-4. 12. СанПин 2.1.3.1375-03. Гигиенические требования к размещению, устройству, оборудованию и эксплуатации больниц, родильных домов и других лечебных стационаров. – Введ. 2003.06.30. – М: Информационно-издательский центр Минздрава России, 2003. 13. СанПин 2.1.4.1074-01. Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества. – М: Информационно-издательский центр Минздрава России, 2002. 14. СанПин 2.1.4.2652-10. Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества. Гигиенические требования к обеспечению безопасности систем горячего водоснабжения. – М: Информационно-издательский центр Минздрава России, 2010. 15. СанПин 2.1.4.2496-09. Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества. Гигиенические требования к обеспечению безопасности систем горячего водоснабжения. – М: Информационно-издательский центр Минздрава России, 2009. 16. СП 41-101-95. Проектирование тепловых пунктов. М.: Минстрой России, ГУП ЦПП, 1997. 83 с. 17. СП 41-104-2000. Проектирование автономных источников теплоснабжения. М.: Минстрой России, ГУП ЦПП, 2001. 84
18. СП 89.13330.2016. Котельные установки, М.:Минрегион России, 2016. 19. СП 124.1330. 2012.Тепловые сети. Актуализированная редакция СНип 4102-2003.М.: Минрегион России, 2012. 78 с. 20. СП 131.13330.2012. Строительная климатология / Минрегион России, 2012. 85
Приложение А Таблица А.1 – Локальный сметный расчет Сметная стоимость, тыс. руб. № пп Наименование работ и затрат 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 2 Конструктивные решения Общестроительные работы Технологические решения Отопление и вентиляция Внутренняя канализация Водоснабжение Электроснабжение Автоматизация Пожарная сигнализация Итого Ср-ва на Оборуд-е, оплату Строит. Монтаж. мебель, труда, всего работ работ инвентар тыс. ь руб. 3 4 5 6 7 15738,05 929,09 16667,14 1881,46 6510,29 6510,29 827,91 7367,36 6641,95 12441,26 26450,57 2637,43 3486,85 126,14 82,31 3695,3 267,2 389,39 389,39 50,06 647,05 264,21 911,26 152,31 268,31 1207,81 692,76 2168,88 172,39 714,4 550,59 1264,99 155,05 262,05 35,73 297,78 69,46 34407,3 10145,65 13802,65 58355,6 6213,27 86
Приложение Б Таблица Б.1 - Результаты расчета тепловой схемы котельной Расчетные режимы № п/п 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Наименование величин 2 Относительный расход теплоты на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха Температура сетевой воды в подающем трубопроводе закрытого контура на циркуляцию воды через котел Температура сетевой воды в обратном трубопроводе закрытого контура на циркуляцию воды через котел Температура сетевой воды в подающем трубопроводе контура системы отопления Температура сетевой воды в обратном трубопроводе контура системы отопления Количество теплоты на отопление и вентиляцию потребителя Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию потребителя Количество теплоты на отопление и вентиляцию котельной Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию котельной Обозн Размер -ие ность Максимал ьно зимний Наиболее Летн холодный ий месяц 3 4 5 6 7 Qo - 1 0,796 - t1т.с ˚С 105 90,4 - t 2т.с ˚С 80 70,5 - t1 ˚С 95 82 - t2 ˚С 70 62,1 - Qов' МВт 2,21 1,76 - Gо.в т/ч 76,0 76,0 - Qов МВт 0,163 0,13 - Gосн.в. т/ч 5,61 5,62 - 87
Продолжение таблицы Б.1 1 10 11 12 13 14 15 16 2 Средний расход теплоты на горячее водоснабжение Расход воды в подающей линии системы теплоснабжения для нужд горячего водоснабжения Расход греющей среды на теплообменники горячей воды Расход воды в подающей магистрали тепловых сетей Максимальный часовой расход подпиточной воды Расход воды через котел Расход сетевой воды в обратном трубопроводе 3 4 5 6 7 Qг.в. МВт 0,59 0,59 0,4 Gг.в т/ч 7,8 7,8 7,6 Gгв' т/ч 20,3 25,5 13,8 G т/ч 101,9 107,2 13,8 Gподп т/ч 31,2 31,2 30,56 Gк т/ч 101,3 107,2 13,8 Gобр т/ч 44,7 45,4 - 88
Приложение В Таблица В.1 - Определение расхода воздуха, состава и объема продуктов сгорания Коэффициент избытка воздуха Наименование величин Формулы для расчета 1 2 αт α1 α2 α3 α4 1,2 1,7 1,8 1,9 2,1 3 4 5 6 7 Теоретический объем V0 = 0,0889 ⋅ (С р + 0,375 ⋅ S op+ p ) воздуха, необходимый для + 0,265 ⋅ Н р + 0,0333 ⋅ O p 3 полного сгорания, м /кг. Объем избыточного воздуха, м3/кг. Теоретический объем двухатомных газов, м3/кг. ∆V = (α − 1) ⋅ VO V N02 = 0,79 ⋅ V0 + 0,8 ⋅ 3,25 0,65 2,28 2,60 2,93 3,58 Np 100 2,57 Теоретический объем трехатомных сухих газов, ( C P + 0,375S оP+ р ) VRO = 1,866 ⋅ м3/кг. 100 0,48 2 Суммарный объем сухих продуктов сгорания, м3/кг. Теоретический объем водяных паров, м3/кг. Действительный объем водяных паров, м3/кг. VСГ = VRO2 + VN02 + ∆V VH02O = 0,111 ⋅ H P + 0,0124 ⋅ W P + 0,0161 ⋅ V 0 VH 2O = VH02O + 0,0161 ⋅ ∆V 3,70 5,33 5,65 5,98 6,63 0,82 0,83 0,86 0,86 0,87 0,88 Действительный V Г = VRO2 + VN02 + ∆V + VH 2O 4,53 6,19 6,51 6,85 7,51 суммарный объем продуктов сгорания, м3/кг. Объемная доля трехатомных газов. rRO = 2 VRO Vг 2 0,11 0,08 0,07 0,07 0,06 89
Продолжение таблицы В.1 1 2 Объемная доля водяных паров. Суммарная объемная доля трехатомных газов и водяных паров. Вес дымовых газов, кг/кг Средняя плотность дымовых газов, кг/м3 Концентрация золы в продуктах сгорания, г/м3 rH O = 2 3 VH O GГ = 1 − 2 AP + 1,306 ⋅ α ⋅ VO 100 ρ г = G Г / Vг µ= 5 6 7 0,18 0,14 0,13 0,13 0,12 2 Vг rп = rRO + rH O 2 4 10 ⋅ А р ⋅ α Vг 0,29 0,22 0,20 0,20 0,18 6,06 8,58 9,09 9,59 10,60 1,34 1,39 1,40 1,40 1,41 51,92 53,83 54,19 54,36 54,81 90
Приложение Г Таблица Г.1 оборудования – Спецификация основного и вспомогательного Наименование технологического оборудования Ед. изм. 2 1 Твердотопливные котлы УВКр-1,5 ПР мощностью 1,5 МВт (1,29 Гкал/ч) шт. в комплекте с топкой и дутьевым вентилятором. Дымососы ДН-8-1500. шт. Сетевые насосы первичного контура Willo IL 80/200-22/2. шт. Сетевые насосы вторичного контура Willo IL 80/200-22/2. шт. Подпиточные насосы Willo IL 32/160-3/2. шт. Баки-аккумуляторы горячей воды вертикальные цилиндрические емк. 50 шт. м3 каждый Станция дозирования реагента TPG603/200L/dn50 в сборе компл. Теплообменник пластинчатый разборный, (сетевой подогреватель) шт. марки М10-BFM фирмы «Альфа Лаваль». Теплообменник пластинчатый разборный, (подогреватель ГВС) марки шт. М6-FG фирмы «Альфа Лаваль». Циклоны батарейные марки БЦ-12. шт. Дробилки ВДГ-10 шт. Кол-во 3 3 3 2 2 3 2 1 2 2 3 2 91
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» (ДВФУ) Инженерная школа Кафедры инженерных систем зданий и сооружений ОТЗЫВ РУКОВОДИТЕЛЯ ВКР на выпускную квалификационную работу студента(ки) Соповой Виктории Николаевны . (фамилия, имя, отчество) направление (специальность) 08.03.01 «Строительство» (теплогазоснабжение и вентиляция)______ ______________________________________________ группа Б3431д__________________________ Руководитель ВКР ___________________________ассистент Григорий Сергеевич Бабенко________________________ (ученая степень, ученое звание, и. о. фамилия) _____________________________________________________________________________________ Ha тему Разработка проекта отопительной твердотопливной котельной санатория «Изумрудный» в п. Горные ключи _____________________________________________________________________________________ Дата защиты ВКР « 25 » июня 20 18 г. Выпускная квалификационная работа (ВКР) представлена пояснительной запиской на 90 страницах и графической частью на 6 листах. Целью ВКР является разработка проекта отопительной твердотопливной котельной санатория «Изумрудный» в п. Горные ключи. ВКР включает в себя: аннотацию, введение, пять глав, заключение, список литературы из источников, приложение. В первом разделе приведено технико-экономическое обоснование проектного решения по строительству новой котельной на твердом топливе, определены эксплуатационные затраты, рассчитан простой срок окупаемости единовременных затрат. Во втором разделе выполнен расчет тепловой схемы котельной, подбор основного и вспомогательного оборудования, аэродинамический расчёт. В третьем разделе выполнен расчет системы топливоснабжения и золошлакоудаления котельной. На основании часовых расходов угля произведен подбор линий топливоподачи, склада для хранения угля и бункеров для золы и шлака. В четвертом разделе рассмотрены требования, представленные качеству подпиточной воды. На основании химического анализа исходной воды подобрана установка коррекционной обработки. Проект выполнен в соответствии с заданием и в полном объеме. Актуальность темы выпускной квалификационной работы соответствует современным требованиям к энергоресурсосбережению, повышению эффективности работы и модернизации теплоэнергетического оборудования существующих теплоисточников в промышленном секторе и жилищно-коммунальном комплексе на базе применения котлов малой мощности с высокими технико-экономическими характеристиками. Расчетная часть соответствует требованиям нормативно-технической документации, графическая часть выполнена с соблюдением требований системы проектной документации по строительству и единой системы конструкторской документации. Принятые технические решения соответствуют современному уровню развития котельной техники и могут быть рекомендованы к практической реализации. При написании
выпускной квалификационной работы Сопова Виктория Николаевна показала умение решать поставленные задачи, работать с нормативной и научно-технической литературой, проявила самостоятельность и инициативу в принятии технических решений. По теме выпускной квалификационной работы опубликована статья в научном журнале из перечня ВАК, статья в базе РИНЦ, принято участие в международном строительном форуме в г.Симферополь, подано 3 заявки о выдаче патента на изобретение. Представленная работа заслуживает оценки “отлично”, а студентка Сопова Виктория Николаевна присвоения квалификации бакалавра по специальности «Теплогазоснабжение и вентиляция», при этом может быть рекомендована для продолжения обучения в магистратуре. Оригинальность текста ВКР составляет __83 _ %. Руководитель ВКР « 21 » июня ассистент (уч. степень, уч. звание) 20 18 г. ______________________ (подпись) Г.С. Бабенко ( и. о. фамилия)
Студент « 25 » июня Руководитель ВКР подпись 20 18 г. ассистент Бабенко Г.С. {должность, ученое звание) (подпйсйТ « 25 » июня 20 18 г. (ФИО) «Допустить к защите» Руководитель ОП канд.техн.наук, доцент ( ученое звание) (шйпись) В.П. Черненков « 25 » июня 20 18 Г (и. о.ф) Зав. кафедрой канд.техн.наук, доцент ^^^<>у1^<^^^ -г-^ {ффак,ъ)// « 25 » ию'ня 20 18 Г ( ученое звание) (и. о.ф) А.В. Кобзарь Защищена в ГЭК с оценкой Секретарь ГЗК « /г» подпись Н.С. Ткач //" и.о.Фамилия УЗПВЕРЖДАЮ триал1^дШШ«Йгв*тШ1^ катся с%Ш»ИН«у.Я?Ж\^1Мй*111»е1Тй«5У^^^^ |ения^1Нда«^йЩКейм«Ш^рХ1«0*^У}1€1И«^ /1 1^ ш •» Ф.И.О. ^01 п работы не :к>«ы тайну, 201 г.
Отзывы:
Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв