Система централизованного теплоснабжения жилых районов г. Владимира

Содержание



Введение

1. Характеристика природных условий

2. Определение расчетных расходов тепла на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение 

3. Выбор способа регулирования тепловой нагрузки

4. Расчет расходов теплоносителя в тепловых сетях

5. Гидравлический расчет тепловых сетей

6. Составление и расчет принципиальной тепловой схемы котельной

7. Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования 

8. Определение диаметров и типоразмеров основных магистральных трубопроводов котельной 

9. Обоснование выбора и расчет водоподготовительного оборудования

10. Мероприятия по охране окружающей среды 

11. Мероприятия по охране труда 

12. Специальная часть. Расчет и выбор дымовой трубы 

13. Экономическая часть 

Заключение 

Список литературы




Введение



Целью дипломного проекта является разработка системы централизованного теплоснабжения жилых районов г. Владимир источником тепла которого является городская котельная. В ходе работы необходимо произвести расчет расхода теплоты на отопление, вентиляцию и ГВС для всех районов, гидравлический расчет для тепловых сетей.

Проектируемая производственно- отопительная котельная находится в городе Владимире.

Водоснабжение котельной осуществляется из городского водопровода.

Забор воздуха на горение осуществляется с улицы и непосредственно с котельного помещения.

Система теплоснабжения, для нужд отопления и вентиляции, закрытая. Регулирование качественное по отопительному графику с температурой 120- 70 С.

Транспортная сеть района строительства представлена железными дорогами общего пользования и автодорогами местного значения.

Проект производственно - отопительной котельной разработан на основании задания проектирования.




1. Характеристика природных условий



Тепловая сеть проектируется для жилого района города Владимир при расчетных температурах отопительного периода для отопления -28 С и для вентиляции -16 С и скорости ветра в январе = 4,5 м/с. К данному району относятся четыре микрорайона, в каждом из которых расположены жилые и административные здания, больницы, детские сады и магазины. Так, например, в жилом микрорайоне I расположены две 9- этажных, четыре 5- этажных, три 2- этажных жилых зданий, два одноэтажных детского сада и два одноэтажных магазина. В каждом 9- этажном здании проживают 275 жителей, в 5- этажном 270 человек, в 2- этажном 100 человек, детский сад рассчитан на 30 человек, магазин на 10 рабочих мест.

Источником тепловой энергии служит городская котельная, расположенная в промышленной зоне. Теплоносителем для транспортировки тепловой энергии является вода. Система теплоснабжения закрытая, количество трубопроводов в тепловой сети две: подающая и обратная. Температура воды в подающей магистрали 120 С, в обратной 70 С. Обеспечение потребителей тепловой энергией осуществляется посредством проборов отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.



2. Определение расчетных расходов тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение



Расчетные тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию зависят от температуры наружного воздуха для данного района, наружного объема зданий и их удельных характеристик.

Для начала определим объем зданий по наружному обмеру

Объем зданий по наружному обмеру:




 V=ABH, м, [ 1 ] стр.4 (1)



где А – длина здания, м;

В – ширина здания, м;

Н – высота здания( Н = nh, n– количество этажей, h– высота одного

этажа, м), м.

Высоту одного этажа примем:

жилой 5, 9- этажный дом h=2,85 м;

жилой 8- этажный дом h=2,7м;

жилой 1,2,3,4- этажный дом h=3 м;

административное здание h=2,85 м;

детский сад, магазин, больница, школа h=4 м.

Определим объем 9- этажного жилого здания, расположенного в I микрорайоне со следующими данными: А=60 м, В=15 м,



Н=9×2,85= 2565 м.

V=60×15×9×2,85=23085 м.



Аналогичным образом определим объемы всех зданий, расположенных в заданно районе строительства.

Расчеты сводим в таблицу 1.1




Таблица 1.1 - Геометрические размеры зданий





Расчетная часовая тепловая нагрузка отопления Q(ккал/ч) отдельного здания определяется по укрупненным показателям:



Q=αVq(t-t)(1+k)×10, МДж/ч, [1] cтр.6 (2)



где α – поправочный коэффициент, учитывающий отличие расчетной температуры наружного воздуха для проектирования отопления t в местности, где расположено рассматриваемое здание, от t= - 28 ºC, при которой определено соответствующее значение q.

V – объем здания по наружному обмеру, м

q - удельная отопительная характеристика здания, кДж/( м×ч× ºC), при t= - 28 ºC,принимается по приложению 3,4 [1] cтр. 63;

t - расчетная температура наружного воздуха, ºC, для проектирования отопления в местности, где расположено здание;

t - расчетная температура воздуха в отапливаемом здании, ºC; для административных общественных зданий принимается по приложению 4, для жилых зданий принять равной: при t= - 28 ºC, и ниже t= 20 ºC;

k - расчетный коэффициент инфильтрации, обусловленный тепловым и ветровым напором, т.е. соотношение тепловых потерь зданием с инфильтрацией и теплопередачей через наружные ограждения при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления.

Расчетный коэффициент определяется по формуле:

k= 10, [ 1 ] стр.6 (3)

где g – ускорение свободного падения, м/с²;

Н – высота здания, м;

 - расчетная для данной местности скорость ветра в отопительный период, м/с;

k=

Q=1,05×23085,×1,55 (20-(-28))×(1+0,1)×10 = 1983,74 МДж/ ч.



Расчетная часовая тепловая нагрузка приточной вентиляции Q общественных зданий определяется по укрупненным показателям:



Q=(αVq - t)×10, МДж ⁄ч 1 ] стр.6 (4)



где q-удельная вентиляционная характеристика здания, кДж ⁄(м³×ч×ºС), зависящая от назначения и строительного объема вентилируемого здания; принимается по приложению 4;

t - расчетная температура наружного воздуха, ºС, для проектирования приточной вентиляции в местности, где расположено здание; t= t, принимается по приложению 1.

Q=1,05×2700×0,46(20 - ( - 28))×10= 62,6 МДж ⁄ч.

Средняя часовая тепловая нагрузка горячего водоснабжение Qпотребителей тепловой энергии определяется по формуле:



Q= , МДж ⁄ч, [ 1 ] стр.7 (5)



где a – норма расхода горячей воды потребителями, л/сут; принимается по приложению 5; 

m – количество единиц потребления, отнесенное к суткам: количество жителей, учащихся в учебных заведениях, мест в детских садах и т. д.;

c – удельная теплоемкость воды; принимается равной 4,187 кДж ⁄(кгºС);

t - температура холодной водопроводной воды в отопительный (зимний) период, ºС; принимается t= 5 ºС.

Q=  = 239,88 МДж ⁄ч.

Максимальная нагрузка горячего водоснабжения:

Q= 2,4 Q, МДж ⁄ч, [ 1 ] стр.7 (6)

Q= 2,4×239,88 = 575,71 МДж ⁄ ч.

Средний тепловой поток на горячее водоснабжение в неотопительный (летний) период:

Q= Q, МДж ⁄ч, [ 1 ] стр.7 (7)

где t - температура холодной водопроводной воды в неотопительный период, ºС; принимается равной 15 ºС.

 - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному периоду; принимается равным 0,8 для жилищно-коммунального сектора, 1,2 – 1,5 – для курортных и южных населенных мест, 1,0 для предприятий.

Q= 239,88×=153,52 МДж ⁄ч.

Определяем суммарную тепловую нагрузку на отопление, вентиляцию и максимальное горячее водоснабжение каждого потребителя:



Q= Q+ Q+ Q, МДж ⁄ч, [ 1 ] стр.7 (8)



Q=1983,74+575,71=2559,45 МДж ⁄ч.

Определяем суммарный тепловой поток для каждого потребителя теплоты:



Q= Q×N, МДж ⁄ч, [ 1 ] стр.7 (9)



где N – количество зданий;

Q=2559,45×2=5118,9 МДж ⁄ч.

Рассчитываем суммарный тепловой поток для каждого микрорайона:



Q=Q+ Q+Q +Q+Q, МДж ⁄ч, [ 1 ] стр.7 (10)



Q=5118,9+6569,92+2420,4+623,54+95,06=14827,82 МДж ⁄ч.

Расчеты сводим в таблицу 1.2



3. Выбор способа регулирования тепловой нагрузки



Для водяных тепловых сетей следует предусматривать, как правило, качественное регулирование отпуска теплоты по нагрузке отопления или совмещенной нагрузке топления и горячего водоснабжения согласно графику изменения температуры воды в зависимости от температуры наружного воздуха. В обоих случаях центральное качественное регулирование отпуска

теплоты ограничивается наименьшими температурами воды в подающем трубопроводе, необходимым для подогрева воды, поступающей в системы горячего теплоснабжения потребителей.

– для закрытых систем теплоснабжения – не менее 70ºC;

– для открытых систем теплоснабжения – не менее 60ºC,

В закрытых и открытых системах при отношении  0,15 может применяться центральное качественное регулирование отпуска теплоты по отопительной нагрузке. При этом в закрытых системах водоподогреватели для горячего водоснабжения должны присоединяться по двухступенчатой смешанной схеме или параллельной схеме в зависимости от отношения  и типа регуляторов.

Центральное качественное регулирование отпуска теплоты по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения применяется, если > 0,15. При этом в закрытых системах водоподогреватели горячего водоснабжения могут присоединяться по одноступенчатой или двухступенчатой схеме. Выбор схемы зависит от отношения  и вида регуляторов воды или теплоты на отопление.



Таблица 1.3- Суммарные тепловые нагрузки 

Тепловые нагрузки и их доли( отношения), МДж/ч

Микро-район 1

Микро-район 2

Микро-район 3

Микро-район 4

 

3919,53

7143,51

3243,21

506,4

 

577,46

1063,97

537,9

88,56

 

1385,9

2553,53

1290,96

892,5

 / 

0,1

0,15

0,17

0,17

 / 

0,35

0,36

0,4

0,42





0,15

 

0,38



Построение графика центрального качественного регулирования отпуска теплоты по отопительной нагрузке основано на определении зависимости температуры сетевой воды в подающей и обратной магистралях от температуры наружного воздуха:



 ,.



Для зависимых схем присоединения отопительных установок к тепловым сетям температуру воды в подающей и обратной магистралях в течении отопительного периода, т.е. в диапазоне температур наружного воздуха от +8ºC до t, рассчитывают по формулам:



=t+Δt+ , ºC, [ 1 ] стр.11 (11)

= t+ Δt – 0,5, ºC, [ 1 ] стр.11 (12)



где Δt – температурный напор нагревательного прибора при расчетной температуры воды в отопительной системе, ºC, Δt =,( где  – температура воды в подающей ( после смесительного устройства) линии системы отопления, ºC, принять равной 95 ºC,  – температура воды в обратной линии системы отопления, ºC);

 – расчетный перепад температур воды в тепловой сети, =, ºC;  – расчетный перепад температур воды в местной системе отопления, =  – , ºC

Задаваясь различными значениями t в пределах от +8 ºC до t (t=+8 ºC, t=0 ºC, t=t, t= t) определяем  и  по формулам:

= 20+62,5+=50 ºC;

= 20 +62,5- 0,5 2×5=37,5 ºC.



Таблица 1.4 - Температура воды в подающем о обратном трубопроводе в зависимости от температуры наружного воздуха

Температура сетевой воды, ºC

 t, ºC



 +8

 0

 t

 t

  

53,13

63,5

84,38

100

 

37,5

46,3

60,6

70



Строим график  ,(рисунок 1.1)



4. Расчет расходов теплоносителя в тепловых сетях



Определим расход воды на отопление Go. max (кг/с) по формуле:



Go. max= Qo.p./c×(τ1–τ2) , т/ч, [1] cтр. 15 (13)



Go. max=1983,74/ 4,19 (120 - 70)=9,5 т/ч.

где Qo.p. − расчетная тепловая нагрузка отопления, ккал/ч;

с – удельная теплоемкость воды; с=1 ккал/(кг·°С);

Найдем расход воды на вентиляцию Gв. max (кг/с) по формуле:



 Gв. max= Qв.p. /c×(τ1–τ2) , т/ч, [1] cтр. 15(14)



где Qв.p. − расчетная тепловая нагрузка вентиляции, ккал/ч;

Gв. max= 62,6/ 4,19 (120 - 70) = 0,3 т/ч.

В закрытых системах теплоснабжения средний расход сетевой воды Gг.ср. (кг/с) при двухступенчатой схеме присоединения водоподогревателей найдем по формуле:



 Gг.ср. = Qг.сp. )/c×(τ'1–τ'2) ×(55−t')/(55−tх.з.)+0,2, т/ч, [1] cтр. 15 (15)



где τ'2 − температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети после системы отопления в точке излома температурного графика, °С;

t' – температура воды после первой ступени подогрева при двухступенчатых схемах присоединения подогревателей, °С;

Gг.ср. =239,88/ 4,19(70 – 58,3)× (55-48,3/55-5 +0,2)=1,61 т/ч.

Максимальный расход Gг.mах. (кг/с) определим по формуле:



 Gг.mах. = 0,55×Qг.max./с×(τ'1–τ'2), т/ч, [1] cтр. 15 (16)



где τ'1 – температура воды в подающем трубопроводе тепловой сети после системы отопления в точке излома температурного графика, °С;

τ'2 – температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети после системы отопления в точке излома температурного графика, °С.

Gг.mах. =0,55×575,7 /4,19×(70-58,3)=6,46 т/ч.

Суммарный расчетный расход сетевой воды

В двухтрубных тепловых сетях в открытых и закрытых системах теплоснабжения при качественном регулировании отпуска теплоты суммарные расчетные расходы сетевой воды Gd (кг/с) следует определять по формуле:



 Gd = Gо.mах+Gв.mах+Gг.max , т/ч, [1] cтр. 17 (17)



Gd =9,5 + 1,2+1,51=11,4 т/ч.



5. Гидравлический расчет тепловых сетей



Проектирование тепловых сетей начинается с выбора трассы и способа их прокладки. Проектирование трасс магистральных тепловых сетей должно увязываться с условиями как существующей застройки города, так и перспективами его дальнейшего развития.

Для проектирования тепловых сетей необходимы исходные данные: топографические условия местности, характер планировки и застройки городских районов, размещение наземных и подземных инженерных сооружений и коммуникаций, характеристика свойств грунтов и глубина их залегания, режим и физико-химические свойства подземных вод и другие

Трасса тепломагистрали, наносимая на топографический план, выбирается по кратчайшему направлению между начальной и конечной ее точками с учетом прохода труднопроходимых территорий и различных препятствий. Трасса тепловых сетей в городах и других населенных пунктах должна предусматриваться в отведенных для инженерных сетей технических полосах параллельно красным линиям улиц, дорог и проездов вне проезжей части и полосы зеленых насаждений, а внутри микрорайонов и кварталов – вне проезжей части дорог. При выборе трассы теплопроводов необходимо учитывать экономичность и надежность тепловых сетей. Наиболее экономичной является тупиковая схема.

С целью повышения надежности работы тепловых сетей целесообразно устраивать блокировочные перемычки, которые рассчитываются на пропуск аварийного расхода воды, принимаемого равным 70 – 75 % от расчетного. При диаметре магистралей до 500 мм перемычки можно не устраивать.

Пересечение тепловыми сетями естественных препятствий и инженерных коммуникаций должно выполнятся под углом 90º, а при обосновании – под меньшим углом, но не менее 45º.

При выборе трассы предусматривается один ввод тепловых сетей в каждый квартал. В местах ответвлений к кварталам или зданиям предусматривают тепловую камеру. Подключать рядом расположенные кварталы целесообразно из одной тепловой камеры.

За расчетную магистраль принимаем наиболее напряженное и нагруженное направление на трассе тепловой сети, соединяющее источник теплоты с дальним потребителем. В проекте за магистраль принимаем направление от источника до микрорайона IV, т. е. участки: 1 (о – а), 2 (а – б), 3 (б – в), 4 (в – микрорайон IV).



Таблица 5.1- Расход сетевой воды на участке тепловой сети

№ участка

Расход теплоносителя (сетевой воды)

Цифровое обозначение

Буквенное обозначение

формула

G, кг/с

G×3,6 т/ч

1

о – а

G=или G=

100,41

361,48

2

а – б

G=G–Gили G=G+G

82,31

296,32

3

б – в

G=G–Gили G=G+G

39,32

141,55

4

в – микрорайон IV

G=G

24,61

88,6

5

а – микрорайон I

G=G

18,1

65,16

6

б – микрорайон II

G=G

42,99

154,76

7

в – микрорайон III

G=G

14,71

52,96



Предварительный гидравлический расчет тепловой сети

Гидравлический расчет один из важнейших разделов проектирования в эксплуатации тепловой сети.

При проектировании в задачу гидравлического расчета входит:

– определение диаметров трубопроводов;

– определение падения давления (напора);

– определение давлений (напоров) в различных точках сети;

– увязка всех точек системы при статическом и динамическом режимах с целью обеспечения допустимых давлений и требуемых напоров в сети и абонентских системах.

Независимо от результатов расчета наименьшие диаметры труб принимают: для распределительных трубопроводов – не менее 50 мм, для ответвлений к отдельным зданиям – не менее 25 мм.

Удельные потери на трение R (h) на трубопроводах принимаем:

– для участков расчетной магистрали от источника тепла до наиболее удаленного потребителя до 80 Па/м;

– для ответвления от расчетной магистрали – по располагаемому давлению, но не более 300 Па/м.

При определении диаметра труб принимаем значения коэффициента эквивалентной шероховатости =0,5 мм и скорость движения теплоносителя не более 3,5 м/с.

По приложению 1 ,[1] выбираем наружный диаметр (d×s) трубопровода для каждого участка тепловой сети, скорость движения теплоносителя () и удельные потери давления R(h). Выбранные значения заносим в таблицу 2.2 По приложению 20, [1] подбираем соответствующие данные (d×s), условный (d) и внутренний (d)диаметры трубопроводов.





Таблица 5.2 -Расчетные данные для гидравлического расчета трубопроводов

№ участка

Расход теплоносителя G, т/ч

Диаметры трубопроводов

Скорость движения теплоносителя , м/с

Удельные потери давления на трение





наружный

d×s, мм

Услов-ный d, мм

Внутренний d,мм



h, кгс/(м²×м)

R=h×9,81, Па/м

1

о – а

361,48

325×8

300

309

1,39

6,78

66,5

2

а – б

296,32

325×8

300

309

1,12

4,4

43,2

3

б – в

141,55

325×8

300

309

0,54

1,03

10,1

4

в – микрорайон IV

88,6

194×6

175

184

0,1

6,89

67,6

5

а – м икрорайон I

65,16

194×6

175

184

0,74

3,7

36,3

6

б – микрорайон II

154,76

194×6

175

184

1,73

20,74

203,5

7

в – микрорайон III

52,96

194×6

175

184

0,6

0,48

4,7





Для обеспечения надежной работы тепловой сети определяем место установки неподвижных опор, компенсаторов и запорной арматуры.

Неподвижные опоры фиксируют отдельные точки трубопровода, делят его на независимые в отношении температурных удлинений участки и воспринимают усилия, возникающие в трубопроводах при различных схемах и способах компенсации тепловых удлинений. Расстояние между неподвижными опорами зависит от диаметров трубопровода, способа прокладки тепловых сетей, типа компенсатора, параметров теплоносителя. Расстояние между неподвижными опорами принимаем по таблице 3.3 [1] .

Тепловые удлинения трубопроводов при температуре теплоносителя от 50º С и выше должны восприниматься специальными компенсирующими устройствами, предохраняющими трубопровод от возникновения недопустимых деформаций и напряжений. В качестве компенсирующего устройства принимаем сальниковые и П-образные компенсаторы.



Таблица 5.3 - Проектные расстояния между неподвижными опорами, тип компенсатора и их количество

№ участка

Длина участка l, м

Диаметр наружный

d, мм

Диаметр условный d, мм

Тип компенсатора

Макс–е расстояние между не подвижными опорами l

Количество компенсаторов

Проектное расстояние между неподвижными опорами на участке тепловой сети













П-образные

сальниковые





















1

310

325

300

С

100

–

4



2

320

325

300

С

100

–

4



3

320

325

300

С

100

–

4



4

125

194

175

П

100

2

–



5

240

194

175

П

100

3

–





160

194

175

П

100

2

–



7

170

194

175

П

100

2

–





Проверочный расчет магистрали и ответвлений

Режим движения теплоносителя


Для определения режима движения необходимо сравнить значения критерия Рейнольдса Re с его предельным значением Re:



Re= 4G×10³/, [1] стр39 (18)



где G – расход теплоносителя, кг/с; берем из таблицы 2.1;

d – внутренний диаметр трубопровода, мм, таблица 2.2;

 – средняя плотность теплоносителя на рассчитываемом участке тепловой сети, кг/м³; выбирается по приложению 12 [1];

 – кинематическая вязкость, м²/с; по приложению 12 [1].

Re=4×100,41×10³/ 3,14×309×958,38×0,296×10=1459215,32

Re= 568×d/ к [1] стр. 39 (19)

где К– эквивалентная шероховатость, мм; принимаем К= 0,5 мм.

Re=568×309 /0,5=31024

Коэффициент гидравлического трения:

– для области квадратичного закона:

= 1/ (1,14+2×lg×( d/ к))² [1] стр. 40 (20)

= 1/ (1,14+2*×lg×(309/0,5))² = 0,022

Сумма коэффициентов местных сопротивлений на рассчитываемом участке тепловой сети:



n+n+n+n [1] стр40 (21)



где n–количество задвижек;

n – количество поворотов;

n– количество компенсаторов;

n – количество разветвлений;

 – коэффициенты местных сопротивлений принимаем по приложению 16 [1].

=2×0,5+0×1+4×0,3+1×1,5=3,7.

Эквивалентная длина местных сопротивлений



= (d×10/)× м, [1] стр41 (22)



где d – внутренний диаметр(таблица 2.2),мм

 – коэффициент гидравлического трения (формула 2.3)

 – сумма коэффициентов местных сопротивлений участка тепловой сети;

 =( 309×0,001/0,022) ×3,7= 51,99 м.

Приведенная длина трубопроводов:



=+м, [1] стр41 (23)



где  – длина участка тепловой сети, м; значение берем из таблицы 2.4

=310+51,99 =361,99 м.

Потери давления на трубопроводах на трение и в местных сопротивлениях:



ΔP= R, Па, [1] стр41 (24)



где R – удельные потери давления на трение, Па/м

ΔP=66,5×361,99 =24072,34 Па.

Действительное падение напора для воды




ΔH= ΔP/g, м, [1] стр41 (25)



где  – средняя плотность воды, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, принимаем g=9,81 м/с².

ΔH=24072,34/958,38×9,81 = 2,56 м.

Располагаемый напор в начале магистрального участка тепловой сети:



Н = Н+2ΔH, м [1] стр41 (26)



где Н – располагаемый напор в конце магистрального участка, м;

ΔH – потери напора на участке магистрали, м.

Н = 15+2×1,25=17,5 м.

Располагаемый напор у абонентов в каждом микрорайоне:



Н= Н – 2ΔH, [1] стр41 (27)



где Н – располагаемый напор в начале магистрального участка, м;

Потери напора от источника теплоснабжения до узловых точек магистрали и до абонента:



ΔH= ΔH, [1] стр43 (28)



ΔH=2,56 ,



ΔH= ΔH+ ΔH, [1] стр43 (29)



ΔH= 2,56+1,71= 4,69 ,




ΔH= ΔH+ ΔH, [1] стр43 (30)



ΔH=4,27+0,42=4,69 ,



ΔH= ΔH+ΔH, [1] стр43 (31)



ΔH=4,69+1,25=5,94 ,



ΔH=Δ Н1= ΔH+ΔH, [1] стр43 (32)



ΔH=2,6+1,18= 3,74 ,



ΔH= Δ Н11= ΔH+ ΔH, [1] стр43 (33)



ΔH=4,27+4,52= 8,79 ,



ΔH= Δ Н111= ΔH+ ΔH, [1] стр43 (34)



ΔH=4,69+0,11 =4,8 .

Напор сетевого насоса:



Н= НIV++, м, [1] стр43 (35)



где  – потери напора на источнике теплоснабжения, принимаем равным 20 м.



=2 ΔH+2 ΔH+2 ΔH+2 ΔH=2 ΔH, [1] стр43 (36)


=2×2,56+2×1,71+2×0,42+2×1,25 =11,88

Н=15+11,88+20=46,9 м.



6. Составление и расчет принципиальной тепловой схемы котельной



Расчет тепловой схемы котельной базируется на решении уравнений теплового и материального баланса, составляемых для каждого элемента схемы. Увязка этих уравнений производится в конце расчета в зависимости от принятой котельной. При расхождении предварительно принятых в расчете величин с полученными в результате расчета более чем на 3 % расчет следует повторить, подставив в качестве исходных данных полученные значения.

Расчет тепловой схемы котельной с водогрейными котлами , работающей на закрытую систему теплоснабжения, рекомендуется производить в такой последовательности:

Составить таблицу исходных данных для расчета. Эта таблица составляется на основании проекта системы теплоснабжения или расчета расходов теплоты различными потребителями по укрупненным показателям. В этой же в таблице указываются значения величин, предварительно принятые в последующих расчетах.



Таблица 6.1 - Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной, работающей на закрытую систему теплоснабжения:

Наименование

Обо-

зна-

чение

Обоснование

Значение величины при характерных режимах работы котельной







Максимально-зимнем

летнем

Место расположения котельной

_

задано

г. Владимир

 Максимальные расходы теплоты ( с учетом потерь и расхода на мазутное хозяйство), МВт:

 на отопление жилых и общественных зданий 

 на вентиляцию общественных зданий

на горячее водоснабжение

Q





Q

Q

-





-



-

5,23





0,62



1,98

-





-



0,7

Расчетная температура наружного воздуха для отопления, °C

 Расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, °C

Температура воздуха внутри помещений, °C

Температура сырой воды, °C

Температура подогретой сырой воды перед химводоочисткой, °C

Температура подпиточной воды после охладителя деаэрированной воды, °C

Коэффициент собственных нужд химводоочистки

Температура воды на выходе из водогрейных котлов,°C

 Температура воды на входе в водогрейный котел,°C

Расчетная температура горячей воды после местных теплообменников горячего водоснабжения, °C

Предварительно принятый расход химически очищенной воды, т/ч

 Предварительно принятый расход воды на подогрев химически очищенной воды, т/ч

t



t

t



t

t´

t´´



К



t

t



t



G´



G

Принята



-



СНиП ІІ_36-73



Принята

-



Принят



Принята



-



-



Принят





-

-28



-16

18

5



19

70



1,25



150



70



60



2





1,5

-



-

-

15



19

70



1,25



120



70



60



0,5





0,5



Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:



К= , [2] стр. 164 (37)



К= = 0,739

где t - принятая температура воздуха внутри отапливаемых помещений, °C;

t – расчетная температура наружного воздуха;

t – температура наружного воздуха в наиболее холодный месяц

Температура воды на нужды отопления и вентиляции в подающей линии для режима наиболее холодного месяца (°C ) :

t = 20 + 64,5 К +67,5 К [2] стр.164 (38)

t = 18 + 64,5 ×(0,739) +67,5 ×0,739= 118,5

Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции для режима наиболее холодного месяца (°C ):

t = t – 80 К [2] стр.164 (39)

t = 118,5– 80 ×0,739= 59,4

Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию с учетом потерь для максимально- зимнего режима ( МВт):



Q = Q + Q [2] стр.164 (40)



где Q – расход теплоты на отопление, МВт;

Q – расход теплоты на вентиляцию, МВт;

Q = 5,23 + 0,62=5,85

для режима наиболее холодного месяца: 

Q = (5,23+0,62)×0,739= 4,3

Суммарный расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение для максимально- зимнего режима (МВт):



Q = Q + Q [2] стр.164 (41)



где Q – расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт;

Q = 5,23+ 0,62+1,98=7,83

для режима наиболее холодного месяца: 

Q = 4,3+1,98=6,28

Расход воды в подающей линии системы теплоснабжения для нужд горячего водоснабжения, ( т/ ч):

при двухступенчатой схеме присоединение местных теплообменников для максимально - зимнего режима:

G =  [2] стр.164 (42)

где t – температура горячей воды, подаваемой потребителям; t – температура сырой воды;

G = 

Для определения расхода воды на местные теплообменники при режиме наиболее холодного месяца предварительно вычисляется тепловая нагрузка подогревателя первой ступени:

Q = 0,00116 G[t-(t+t)] [2] стр.165 (43) 

где t- минимальная разность температур греющей и подогреваемой воды, принимается равной 10 °C ;

Q = 0,00116 ×30,96×[59,4-(10+5)]=1,59

Тепловая нагрузка подогревателя второй ступени (МВт):



Q = Q- Q [2] стр.165 (44)



Q = 1,98- 1,59= 0,39

Расход сетевой воды на местный теплообменник второй ступени, т.е на горячее водоснабжение для режима наиболее холодного месяца ( т/ ч):


G=  [2] стр.165 (45)



где Q- расход теплоты потребителями горячего водоснабжения для летнего режима, МВт; t- температура сетевой воды в прямой линии горячего водоснабжения при летнем режиме, ºC:

G= 

	Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию (т/ч):



G= [2] стр.165 (46)



для максимально - зимнего режима:

G=

для режима наиболее холодного месяца:

G=

	Расход воды внешними потребителями на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение (т/ч):



G=G+G [2] стр.165 (47)



для максимально - зимнего режима:

G=100,6+0=100,6

для режима наиболее холодного месяца:

G=62,57+5,68=68,25

для летнего режима:

G=0+10,09=10,09

	Температура обратной сетевой воды после внешних потребителей (°С):

при двухступенчатой (последовательной или смешанной) схеме присоединения местных теплообменников для режимов максимально-зимнего и наиболее холодного месяца:



t=t- [2] стр.165 (48)



для максимально-зимнего режима:

t=70-

для режима наиболее холодного месяца: 

t=59,4

а для летнего режима при той же схеме проверяется температура



t= t- [2] стр.166 (49) 



где  — КПД подогревателя, во всех расчетах принимается равным 0,98

t=70-

	Расход подпиточной воды для восполнения утечек в тепловых сетях и в системе потребителей (т/ч):



G=0,01×K×G [2] стр.166 (50) 

	

	где K— потери воды в закрытой системе теплоснабжения и в системе потребителей, принимаются 1,5—2 % часового расхода воды внешними потребителями.

	для максимально- зимнего режима:

G=0,01×2×100,6=2,01

для режима наиболее холодного месяца:

G=0,01×1,8×68,25=1,2

для летнего режима:

G=0,01×2×10,09=0,2

	Количество сырой воды, поступающее на химводоочистку (т/ч):

	

	G=1,25×G [2] стр.166 (51) 

	

	для максимально- зимнего режима:

G=1,25×2,01 =2,5

для режима наиболее холодного месяца:

G=1,25×1,2=1,5

для летнего режима:

G=1,25×0,2=0,25

	При установке деаэратора, работающего при давлении 0,12 МПа и температуре деаэрированной воды около 104 °С определяется температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды (°С):

	

	t"= [2] стр.166 (52)

	

	для максимально- зимнего режима:

t"=

для режима наиболее холодного месяца:

t"=

для летнего режима:

t"=

Температура химически очищенной воды, поступающей в деаэратор (°С):



t= [2] стр.166 (53) 

	

	где G - расход греющей воды на подогреватель химически очищенной воды, им следует предварительно задаваться, т/ч; t- температура воды на выходе из водогрейного котла, °С; t - температура греющей воды после подогревателя химически очищенной воды, ею также следует предварительно задаться (обычно ее принимают на 4—6 °С выше температуры насыщения при давлении в деаэраторе).

	для максимально- зимнего режима:

	t=

	для режима наиболее холодного месяца:

	t=

	для летнего режима:

	t=

	Проверка температуры сырой воды перед химводоочи- сткой с учетом температур (°С):

	

	 [2] стр.167 (54) 

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима:

	

	Расход греющей воды на деаэратор (т/ч):

	

	 [2] стр.167 (55) 

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для режима наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима:

	

	Расход химически очищенной воды на подпитку теплосети (т/ч):

	

	 [2] стр.167 (56)

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для режима наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима:

	

	Расход теплоты на подогрев сырой воды, химически очищенной воды, на деаэратор и мазутное хозяйство. При установке охладителя подпиточной воды определяется расход теплоты на него.

Расход теплоты на подогрев сырой воды (МВт):

	

	 [2] стр.167 (57) 

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для режима наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима:

	

	Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды (МВт):

	

	 [2] стр.167 (58) 

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для режима наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима:

	


Расход теплоты на деаэратор (МВт):

	

	 [2] стр.167 (59) 

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для режима наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима:

	

Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды в охладителе деаэрированной воды (МВт):



 [2] стр.167 (60)

	

	для максимально- зимнего режима:



	для режима наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима:



	Суммарный расход теплоты, который необходимо получить в котлах (МВт):

	
 [2] стр.188 (61)

	

	для максимально- зимнего режима:



	для режима наиболее холодного месяца:



	для летнего режима:

	

	Расход воды через водогрейные котлы (т/ч):

	

	 [2] стр.168 (62)

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для режима наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима:

	

	Расход воды на рециркуляцию (т/ч):

	

	 [2] стр.168 (63)

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для режима наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима:

	

	Расход воды по перепускной линии (т/ч):

	

	 [2] стр.168 (64)

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для режима наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима:

	

	Расход сетевой воды от внешних потребителей через обратную линию (т/ч):

	

	 [2] стр.168 (65)

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для режима наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима:

	

	
Расчетный расход воды через котлы (т/ч):

	

	 [2] стр.168 (66)

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для режима наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима: 

	

	Расход воды, поступающей к внешним потребителям по прямой линии (т/ч):

	

	 [2] стр.168 (67)

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для режима наиболее холодного месяца:

	

	для летнего режима: 

	

	Разница между найденным ранее и уточненным расходом воды внешними потребителями (%):

	

	 [2] стр.168 (68)

	

	для максимально- зимнего режима:

	

	для режима наиболее холодного месяца:

	

	

	Таблица 6.2 – Расчет тепловой схемы

	Физическая величина

	обозначение

	обоснование

	Значение величины при характерных режимах работы

	

	

	

	Максимально – зимнего

	Наиболее холодного месяца

	летнего

	Коэффициент расхода теплоты на отопление и вентиляцию

	К

	

	0,739

	Температура воды в подающей линии на нужды отопления и вентиляции, ºС

	t

	

	118,5

	Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции, ºС

	t

	

	59,4

	Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию, МВт

	Q

	

	5,85

	4,3

	

	Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и ГВС, т/ч

	Q



	7,83

	6,28

	

	Температура обратной воды после внешних потребителей, ºС

	t

	

	52,7

	39

	24,1

	Расход подпиточной воды для восполнения утечек в теплосети внешних потребителей, т/ч

	G

	

	2,01

	1,2

	0,2

	Количество сырой воды поступающей на химводоочистку, т/ч

	G

	

	2,5

	1,5

	0,25

	Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды, ºС

	t

	

	24,7

	22,3

	20,3

	Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды

	t

	

	30,6

	28,2

	22,9

	Расход греющей воды на деаэратор, т/ч

	G

	

	1,3

	1,8

	0,92

	Суммарный расход теплоты, необходимый в водогрейных котлах, МВт

	∑Q

	

	9,055

	7,474

	12,952

	Расход воды через водогрейные котлы, т/ч

	G

	

	155,7

	128,6

	222,8

	Расход воды на рециркуляцию, т/ч

	G

	

	40,02

	49,2

	155,2

	Расход воды по перепускной линии, т/ч

	G

	

	0

	1,26

	3,06

	

	Расчет тепловой схемы закончен (все конечные результаты приведены в таблице 6.2), так как невязка с предварительно принятой теплопроизводительностью котельной меньше 3 % .

	В соответствии с расчетом тепловой схемы принимаем три котла КВ-ГМ-4-150. По данным завода изготовителя мощность одного котла составляет 49,5 т/ч. Расчет расхода воды через один котел при максимально- зимнем режиме 146 < 48,9 < 49,5. В связи с этим сохраним температуру воды на выходе из котлов t =120 ºС, необходимо при эксплуатации увеличить расход воды подаваемый рециркуляционным насосом на 0,6 т/ч через каждый котел. Это приведет к увеличению температуры воды на входе, что несколько уменьшит коррозию конвективных поверхностей нагрева котлов, но увеличит расход электроэнергии привода рециркуляционного насоса.

	При летнем режиме теплоснабжение потребителей будет обеспечено одним котлом, который запущен 52 %. При режиме наиболее холодного месяца в работе будут находиться три котла. В случае выхода из строя одного котла подачу теплоты на вентиляцию общественных зданий и потребителям II категории сокращать не придется, т.к. 6,28 – 4,652= –3. Поэтому в котельной достаточно установить три котла, не предусматривая резервного.

	

	
7. Расчет и выбор основного и вспомогательного оборудования

	

	Деаэратор

	По подсчитанным данным, приведенным в таблице 2, а именно, по суммарному количеству воды на деаэратор питательной воды, за вычетом пара, поступающего на него, равному 1,3 т/ч, из таблицы 12.36 [3] выбираем атмосферный деаэратор, обеспечивающий бесперебойное питание котлов питательной водой. Таким является деаэратор типа ДВ-5.

	Технические данные:

	Номинальная производительность 5 т/ч;

	Рабочее давление –0,0075-0,05 (0,75…0,5) МПа (кгс/см);

	Температура 40-80 С;

	Средняя температура подогрева воды –10- 40С;

	Высота колонки 2400 мм;

	Диаметр, мм:

	корпуса деаэратора (наружный) 616;

	верхней тарелки 520;

	горловины для прохода пара 270;

	Диаметр отверстий на барботажном листе 6 м;

	Площадь отверстий на барботажном листе 0,0029 м;

	Масса колонки – 471 кг;

	Вместимость 0,67 м.

	Изготовитель: Заказчик по чертежам НПО ЦКТИ

	Подбор насосов

	Сетевые насосы

	По расходу сетевой воды с учетом утечек G= 270 т/ч и напору Н=46,9 м, принимаем на установку два сетевых насоса марки СЭ-800-55-11 один из которых находиться в резерве по таблице 15.4 [3].

	Техническая характеристика насоса:

	Напор 0,55 (55) МПа (м);

	Частота вращения 1500 об/мин;

	Электродвигатель:

	Марка 4АН315S4 ;

	мощность 200 кВт;

Габариты :

длина 2485 мм;

ширина 1207 мм;

высота 1465 мм;

Масса насоса 2790 кг;

Изготовитель: ПО " Ливгидромаш " (Орловская обл. )

Подпиточный насос

Предназначены для восполнения утечки воды из системы теплоснабжения , количество воды необходимое для покрытия утечек определяется в расчете тепловой схемы.

В котельной будет установлено подпиточных насоса марки 3 К-6а, один из которых резервный по [4]. Насосы установлены на нулевой отметке и подают подпиточную воду из бака подпиточной воды в обратную линию тепловой сети.

Техническая характеристика насоса:

Диаметр рабочего колеса 195 мм;

Подача 27,7 м /ч;

Напор 46 м;

Насос сырой воды

По данным расчета тепловой схемы из расхода сырой воды G= 2,5 т/ч выбираю два консольных насоса типа К один из которых находится в резерве по таблице 3.5 [4], марки К 50-32-125.

Техническая характеристика:

Подача 12,5 м /ч;

Напор 20 м;

Мощность 2,2 кВт;

Изготовитель: Катайский насосный завод ( Курганская обл. )

Рециркуляционный насос

По данным расчета тепловой схемы выбираю два насоса марки П2-250-40 по таблице 4.7 [3], один из которых находится в резерве.

Техническая характеристика:

Подача 250 м /ч;

Напор: 4,5 МПа;

Частота вращения 2980 об/мин;

Мощность5020 кВт;

Изготовитель: Катайский насосный завод ( Курганская обл. )

Выбор тягодутьевых машин

Тягодутьевые машины обеспечивают:

– тягу и дутье;

– рециркуляцию дымовых газов при регулировании перегретого пара;

– рециркуляцию воздуха для снижения сернокислотной коррозии на котлах;

На принятых водогрейных котлах устанавливается один дымосос марки ДН-9 и вентилятор марки ВДН-9 [2], стр. 406.

Техническая характеристика дымососа:

Производительность 14,65×10 м /ч;

Напор при 200 ºС 1,78 кПа;

КПД 83%;

Масса без электродвигателя536 кг;

Электродвигатель: марка 4А160S4;

Мощность 15 кВт;

Изготовитель: Бийский котельный завод.

Техническая характеристика вентилятора:

Производительность 14,65×10 м /ч;

Напор 2,78 кПа;

КПД 83%;

Масса без электродвигателя 466 кг;

Электродвигатель:

марка 4А160S4;

мощность 15 кВт;

Изготовитель: Бийский котельный завод.

Электродвигатели имеют частоту вращения 100 или 1500 об/мин.



8. Определение диаметров и типоразмеров основных магистральных трубопроводов котельной



Внутренний диаметр трубопровода вычисляется по формуле, м:



d= [2] стр. 209 (69)



где G – расход среды, протекающий по трубопроводу, т/ч;

w – рекомендуемая скорость среды, м/с;

 – плотность среды, кг/м ³

Определим действительную скорость среды в паропроводе, м/с;



w = [2] стр. 209 (70)



1 Трубопровод сырой воды:

d=м.

Принимаем ближайший большой диаметр трубопровода по ГОСТ 8732-78 равный 40 мм. Этот трубопровод представляет собой стальную бесшовную горячедеформированную трубу массой 2,74 кг и толщиной стенки 3 мм.

w = м/с.

2 Трубопровод на деаэратор:

d=м.

Принимаем ближайший большой диаметр трубопровода по ГОСТ 8732-78 равный 20 мм. Этот трубопровод представляет собой стальную бесшовную горячедеформированную трубу массой 1,26 кг и толщиной стенки 3 мм.

w = м/с.

3 Трубопровод на рециркуляцию:

d=м.

Принимаем ближайший большой диаметр трубопровода по ГОСТ 8732-78 равны 89 мм. Этот трубопровод представляет собой стальную бесшовную горячедеформированную трубу массой 7,8 кг и толщиной стенки 3,5 мм.

w = м/с.

4 Сетевой трубопровод:

d=м.

Принимаем ближайший большой диаметр трубопровода по ГОСТ 8732-78 равный 127 мм. Этот трубопровод представляет собой стальную бесшовную горячедеформированную трубу массой 15,04 кг и толщиной стенки 5 мм.

w = м/с.

5 Подпиточный трубопровод:

d=м.

Принимаем ближайший большой диаметр трубопровода по ГОСТ 8732-78 равный 20 мм. Этот трубопровод представляет собой стальную бесшовную горячедеформированную трубу массой 1,58 кг и толщиной стенки 4 мм.

w = м/с.

6 Трубопровод химически очищенной воды на подпитку теплосети:

d=м.

Принимаем ближайший большой диаметр трубопровода по ГОСТ 8732-78 равный 20 мм. Этот трубопровод представляет собой стальную бесшовную горячедеформированную трубу массой 1,08 кг и толщиной стенки 2,5 мм.

w = м.

	

	9. Обоснование выбора и расчет водоподготовительного оборудования



Водоподготовка предназначена для котельной, оборудованной тремя водогрейными котлами КВ-ГМ-4-150.

Номинальная теплопроизводительность котельной, равная 4,65 МВт.

Расход воды через водогрейные котлы 403,5 т/ч.

Характеристика исходной воды реки Клязьма:

- жесткость в мг·экв/кг:

общая Жи.в – 3,2;

некарбонатная постоянная – 2,6;

- сухой остаток Sи.в в мг·экв/кг;– 347;

- взвешенные вещества в мг·экв/кг– 8;

- щелочность общая Щи.в в мг·экв/кг–2,5.

Относительная щелочность котловой (продувочной) воды

		

		,% [13] стр. 134 (71)



где Щх – щелочность химически очищенной воды в мг-экв/кг;

Sх – сухой остаток химически очищенной воды в мг/кг;

40 – величина коэффициента для пересчета щелочности наNaOH

Щелочность питательной воды



Если значение относительной щелочности превышает 20 %, то питательную воду (химически очищенную воду) дополнительно обрабатывают нитратами (в частности, нитратами натрия NaNo3).

Расчет фильтров.

Общее количество устанавливаемых фильтров примем равным четырем, из которых два будут выполнять работу фильтров I ступени, один фильтр – работу фильтра II ступени и четвертый резервным для обеих ступеней.

Номинальность химической водоподготовки с учетом продувки и собственных нужд ориентировочно примем

		

		,м3/ч [13] стр. 160 (72)





В качестве катионита используем сульфоуголь с обменной способностью Е=310 мг-экв/кг. Число регенерации каждого фильтра не должно быть более трех в сутки. Высота загрузки сульфоугля примем равной 2000 мм. Все устанавливаемые фильтры примем одного диаметра (d=1000 мм), тогда площадь фильтрации каждого будет:

		,м2 [13] стр. 160 (73)



 м2

Скорость фильтрации в фильтрах I ступени




 [13] стр. 160 (74)



м/ч

В фильтре II ступени



И находится в допустимых пределах.

После прохождение через фильтры I ступени вода практически снижает свою первоначальную жесткость до 0,2-0,1 мг-экв/кг, поэтому общее количество солей жесткости, поглощаемое в фильтрах I ступени, составит



, г-экв/сутки [13] стр. 161 (75)





Объем сульфоугля в каждом фильтре:



, м3 [13] стр. 161 (76)





Число регенераций натрий-катионитовых фильтров:

		

		, рег/сутки [13] стр. 161 (77)




I ступени в сутки

	

	 [13] стр. 161 (78) 



Каждого фильтра I ступени:



, рег/сутки [13] стр. 161 (79)



, рег/сутки

То есть межрегенерационный период равен:



, ч [13] стр. 162 (80)





Жесткость воды, поступающей на фильтр II ступени, была принята равной Жоб=0,2 мг-экв/кг, а ее содержание на входе фильтра считаем равным нулю; следовательно, количество солей жесткости, поглощаемое в фильтре II ступени, будет



, г-экв/сутки [13] стр. 163 (81)



 г-экв/сутки.

Число регенераций фильтров II ступени в сутки



 [13] стр. 163 (82)


Межрегенерационный период работы фильтра

 [13] стр. 164 (83)

То есть регенерация фильтра II ступени должна производиться примерно раз в 10 дней.

Определение расхода соли, необходимого для регенерации.

Расход соли на одну регенерацию

		

		,кг/рег [13] стр. 164 (84)



где  - удельной расход соли, принимается 200-235 г/г-экв обменной способности катионита. Остальные обозначения преждние.

Подставляя числовые значения, получаем



Объем 26%-ого раствора соли на одну регенерацию

		

		, м3 [13] стр. 164 (85)



где  - плотность раствора соли при t=200 С;

- содержание соли в растворе в %.



Расход технической соли в сутки

	

	, кг/сутки [13] стр. 164 (86)






Расход соли на регенерецию фильтров в месяц



, т [13] стр. 164 (87)





Резервуар мокрого хранения соли принимаем из расчета месячного расхода с запасом в 50 % согласно указаниям СНиП

	

	, м3 [13] стр. 165 (88)





Устанавливаем железобетонный резервуар емкостью Vрег=21,6 м3, размерами 3×3×2,5 м. Ёмкость мерника раствора соли принимаем по расходу соли на регенерацию фильтра с запасом в 30 %.

			

			,м3 [13] стр. 165 (89)





Обескислороживание воды при помощи сталестружечных фильтров.

Высоту фильтров Н выбирают в пределах 2-2,5 м, а диаметр:

			

			, м [13] стр. 177 (90)



где D – среднечасовой расход воды в м3/ч;

Н – высота фильтра в м.



Диаметр мраморного фильтра 



, м [13] стр. 177 (91)



где w - скорость фильтрации; принимают 8-10 м/ч.



Высота этих фильтров, по конструктивным соображениям, берется равной 2 м.

Общее количество устанавливаемых фильтров принимается равным четырем, из которых два выполняют работу фильтров первой ступени, один фильтр – работу фильтра второй ступени, а четвертый – резервный для обеих ступеней



Таблица 9.1 – Технические характеристики фильтров

Наименование

ФИПаI-1,0-0,6-Na

ФИПаII-1,0-0,6-Н

Давление, МПа (кгс/см2)

Рабочее

Пробное гидравлическое 



0,6 (6)

0,9 (9)



0,6(6)

0,9 (9)

Температура, оС 

40

40

Вместительность корпуса, м3 

2,27

1,87

Производительность, м3/ч 

20

40

Фильтрующая загрузка:

Высота, м

Объем, м3 



2,0

1,6



1,5

1,2

Масса, т:

Сульфоугля при γ=0,65÷0,70 т/м3 

Катионита КУ-2 при γ=0,71 т/м3 



1,04-1,12

1,14



0,78-0,84

0,85

Внутренний диаметр корпуса, мм 

1000

1000

Высота фильтра, мм

3655

3055

Толщина стенки, мм

6

6

Условный диаметр арматуры, мм:

Для подвода исходной и отмывочной воды

Для отвода обратной воды

Для подвода регенерационного раствора 

Для подвода и отвода взрыхляющей воды

Для отвода регенерационного раствора, отмывочной воды и первого фильтра

Для гидровыгрузки фильтрующего материала 

50

50



50

50

50



80

80

80



50

50

50



80

Масса конструкции фильтра, т

0,97

0,91



Характеристика топлива

Для выбранных котлов основным топливом является – природный газ, резервным – мазут.

Природный газ является наиболее распространенным газообразным топливом, обладающим высокой температурой сгорания. Основой природных газов является метан, содержание которого в газе 76,7 – 98%. Другие газообразные соединения углеводородов входят в состав газа от -,1 до 4,5%.

В состав горючих газов входят: водород, метан, другие углеводородные соединения, сероводород и негорючие газы, двуокись углерода, кислород, азот и незначительное количество водяных паров.

Теплота сгорания 1 м³ сухого природного газа при нормальных условиях для большинства отечественных месторождений составляет 33,29-35,87 МДж/м³.

Мазут относится к высококалорийным топливам. По элементарному составу мазут характеризуется высоким содержанием углерода до 87%, водорода до 11,1%, кислорода и азота до 1 %.

Мазут бывает маловязкий м высоковязкий. Вязкость мазута является важным эксплуатационным фактором, определяющим способность транспортировки, слива, перекачки и сжигания его. С повышением температуры вязкость его уменьшается, поэтому все операции с мазутом производят с подогревом.

Температурой вспышки мазута называют такую температуру, при котором пары его образуют с окружающим воздухом смесь, воспламеняющуюся при поднесении к ней огня. при разогреве мазута в открытых емкостях в целях пожарной безопасности температура подогрева должна быть примерно на 10 ºС ниже температуры вспышки.



10. Мероприятия по охране окружающей среды



Расчет выбросов токсичных веществ а атмосферу

Загрязнение воздушной среды котельными установками связано с выбросами в дымовую трубу токсичных газов SО,SОи мелкодисперсной золы. Кроме того, при высоких температурах в ядре факела происходит частичное окисление азота с образованием окислов азота NO и NO. При неполном сгорании топлива в продуктах сгорания могут появиться оксид углерода и даже метан СН.

Основным показателем, характеризующим загрязнение воздушной среды, является выброс вредностей в единицу времени. Расчет рассеивания вредных примесей в атмосфере производится в соответствии с санитарными нормами СН- 369-74 при неблагоприятных метеорологических условиях, а именно при опасной скорости ветра.

В современных производственных и отопительных котельных дымовая труба служит не для создания тяги, а для отвода продуктов сгорания на определенную высоту, при которой обеспечивается рассеивание вредностей до допустимых санитарными нормами концентраций в зоне нахождения людей.

За стандарт качества воздуха в России приняты предельные допустимые концентрации ( ПДК) различных токсических веществ. Предельные допустимые концентрации атмосферных загрязнений устанавливаются по двум показателям: максимально – разовому и среднесуточному. Максимально – разовая концентрация характеризует качество атмосферного воздуха при отборе пробы его в течении 20 мин, а среднесуточная - в течение суток. 

Дополнительным требованием, установленным Минздравом России, является условие, при котором сумма отношений концентраций вредностей к их ПДК должна быть меньшн или равна единице:







Токсичными называют вещества, оказывающие негативные воздействия на организм человека и окружающую среду.

Оксиды азота. При сгорании топлива главным образом образуется оксид азота NO, который затем в атмосфере окисляется до NO.

Образование NO увеличивается с ростом температуры газов и концентрации кислорода и не зависит от углеводородного состава топлива.

Находящийся в атмосфере NO представляет собой газ красновато – бурого цвета, обладающий в больших концентрациях удушливым запахом. NOоказывает негативное воздействие на слизистые оболочки глаз.

Оксид углерода (СО) образуется во время сгорания при недостатке кислорода или при диссоциации СО. Основное влияние на образование СО оказывает состав смеси: чем она богаче, тем выше концентрация СО.

Оксид углерода – бесцветный и не имеющий запаха газ. При вдыхании вместе с воздухом он интенсивно соединяется с гемоглобином крови, что уменьшает ее способность к снабжению организма кислородом. Симптомы отравления организма газом СО: головная боль, сердцебиение, затруднение дыхания и тошнота.



11. Мероприятия по охране труда



Меры предупреждения электротравматизма

Для защиты от поражения электрическим током используют заземление и защитное отключение.

При эксплуатации электродвигателей следят за тем, что бы их клеммы были постоянно закрыты крышкой, которую снимают только после отключения электродвигателя от сети. Вращающиеся части электродвигателей надежно ограждают. При текущих осмотрах особое внимание обращают на крепление и температуру корпуса электродвигателя, ограждение токоведущих частей, защиту электропроводки от возможных повреждений, исправность заземляющего проводника. 

Электродвигатель немедленно отключают от сети при несчастном случае с человеком, появлении из электродвигателя или его пускорегулирующей аппаратуры огня или дыма, большой вибрации электродвигателя, нагреве корпуса электродвигателя сверх допустимой температуры, указанной в инструкции завода- изготовителя, резком снижении частоты вращения, сопровождающемся гудением и быстрым нагреванием корпуса электродвигателя (может сгореть обмотка статора). Если есть резервные электродвигатели с такими же приводными механизмами, то электродвигатель останавливают также при возникновении ненормального звука в нем. При прекращении подачи электроэнергии все электродвигатели немедленно выключают.

Большую опасность представляют открытые рубильники. Возникающая при их отключении дуга может стать причиной ожога. Поэтому ножи рубильников располагают за щитом и управляют ими с лицевой стороны при помощи рычажных приводов. Рубильники, устанавливаемые на лицевой стороне щитов, закрывают кожухами без щелей. Токо- проводящие провода присоединяют к верхним зажимам, что бы в отключенном положении ножи рубильника не находились под напряжением. Еще лучшая безопасность достигается, если в качестве пусковой аппаратуры применяют контакторы и магнитные пускатели, позволяющие выполнять дистанционное включение и отключение. При перегрузке, падении или исчезновении напряжения магнитные пускатели автоматически выключают электродвигатели. Коробки кнопочных пускателей изготавливают из электроизоляционного материала, а металлические коробки заземляют. Кнопки "Пуск" окрашивают в зеленый или черный цвет, а кнопки "Стоп" - красный.

Не разрешается пользоваться рубильниками, магнитными пускателями и кнопками с открытыми крышка и разбитыми штепсельными розетками, а также включать их палкой, рукояткой молотка, ключом. Возле каждого рубильника, магнитного пускателя, распределительного шкафа должны находиться резиновые коврики, а в сырых местах- подставки из сухого дерева на изоляторах с находящимся на них резиновым ковриком и диэлектрические перчатки.

Запрещается касаться руками одновременно токоведущих частей разной полярности или токоведущих и заземленных частей машины. Заменять электрические лампы и предохранители должен только электромонтер. При работе следует пользоваться только инструментом с изолированными рукоятками и индивидуальными средствами защиты от поражения электрическим током, которые по степени надежности подразделяют на основные и дополнительные.

Основные средства защиты дают возможность прикасаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением. Изоляции основных средств надежно выдерживают рабочее напряжение электроустановок. Дополнительные средства предназначены для усиления действия основных средств и применяются одновременно с ними. В электроустановках напряжением до 1000 В к основным изолирующим защитным средствам относятся диэлектрические перчатки и монтерский инструмент с изолированными рукоятками. К дополнительным защитным средствам относятся диэлектрические галоши, коврики и подставки.

Диэлектрические перчатки должны быть таких размеров, чтобы их можно было надевать поверх шерстяных перчаток и прикрывать часть рукава одежды у кисти рук (не короче 35 см ). При общем пользовании диэлектрическими перчатками их должно быть на рабочем месте не менее двух пар наибольшего и среднего размеров. Перчатки регулярно проверяют на отсутствие проколов. Для этого перчатку скатывают, сжимая в ней воздух. Пропуск воздуха свидетельствует о наличии прокола.

Диэлектрические галоши и боты служат для изоляции человека от земли и защиты от шагового напряжения. От бытовых бот и галош они отличаются внешним видом, отличительными знаками и отсутствием лакировки. Запрещается использовать диэлектрические боты и галоши с отклеивающими подошвами, проколами, разрывами и другими дефектами, снижающими защитные свойства.

Диэлектрические коврики и дорожки должны иметь рифленую поверхность. Минимальная ширина дорожки 0,75 м, минимальные размеры коврика 0,5×0,5 м.

Изолирующие подставки изготовляют в виде деревянного настила на фарфоровых или стеклянных изоляторах; применять металл для соединений не допускается; минимальные размеры подставок 0,75×0,75 м, расстояние между планками настила –не более 2,5 см. Такие подставки можно применять взамен галош, ковриков и бот.

Для проверки наличия напряжения в установках напряжением до 500 В применяют указатели напряжения (токоискатели), действие которых основано на свечении неоновой лампы, заключенной в пластмассовый корпус. Указатель работает при прохождение активного тока и снабжен двумя контактами для прикосновения к двум точкам электрической цепи; при наличии между ними разности потенциалов 55 В и выше лампа начинает светиться, что видно сквозь вырез в трубке. Перед каждым использованием указатель проверяют путем прикосновения контактов к частям, заведомо находящимся под напряжением.

В качестве указателя напряжения до 220 В служат контрольные лампы, которые заключают в футляр из изолирующего материала с прорезью для наблюдения за их свечением. Провода длиной не более 0,5 м должны иметь наконечники и выходить из футляра через отдельные отверстия, что исключает короткое замыкание.

Монтерский инструмент должен иметь изолирующие ручки не короче 10 см. При работе под напряжением его следует применять вместе с диэлектрическими перчатками и галошами.

К числу защитных средств относятся также очки закрытого типа, которые применяют для защиты глаз при смене предохранителей под напряжением, пайке и сварке соединений, зачистке контактных колец и коллекторов электродвигателей.

Общие требования безопасности при работе в котельной

1 К самостоятельной работе в котельной допускаются лица (машинист (кочегар) котельной, оператор котельной, кочегар технологических печей) не моложе 18 лет, признанные годными к работе медицинской комиссией, прошедшие инструктаж по безопасности труда, обученные по соответствующей программе и имеющие удостоверение на право выполнения данной работы.

2 Помещение котельной должно быть оборудовано приточно-вытяжной вентиляцией; включение и выключение электроосвещения и электрооборудования должно быть выполнено во взрывозащищенном исполнении.

3 Рабочие котельной обязаны соблюдать правила внутреннего трудового распорядка, а также правила пожарной безопасности, утвержденные на предприятии. Курить разрешается только в специально отведенных местах.

4 Рабочие котельной должны знать, что наиболее опасными и вредными факторами, которые могут действовать на них в процессе работы, являются:

- газы (оксид углерода, оксиды азота, углеводорода, оксиды серы и т.п.);

- пыль (при сгорании угля и торфа);

- пары;

- оборудование.

5 Рабочие котельной должны быть обеспечены спецодеждой, слецобувью и средствами индивидуальной защиты, предохранительными приспособлениями в соответствии с действующими нормами и условиями работ.

6 Помещение котельной, котлы и все оборудование необходимо содержать в исправном состоянии и надлежащей чистоте. Запрещается загромождать помещение котельной или хранить в нем посторонние предметы и материалы. Проходы в котельном помещении и выходы из него должны быть всегда свободными.

Требования безопасности во время работы

Перед растопкой котла следует тщательно проверить:

- исправность топки и газопроводов запорных и регулирующих устройств;

- исправность контрольно-измерительных приборов, арматуры, питательных устройств, дымососов и вентиляторов, а также наличие естественной тяги;

- исправность оборудования для сжигания жидкого и газообразного топлива у котлов, работающих на этих видах топлива;

- наличие естественной тяги, пригодность колосниковой решетки, запоры на дверцах топки (при работе с твердым топливом);

- держится ли уровень воды в котле и нет ли пропуска вода через лючки, фланцы и арматуру;

- нет ли заглушек перед предохранительными клапанами и после них, на паро-, мазуто- и газопроводах, на питательной спускной и продувочной линиях;

- отсутствие в топке и газопроводах посторонних предметов.

Перед растопкой котла должна быть произведена вентиляция топки и газопроводов в течение 10-15 минут.

При подготовке к растопке котла, работающего на газовом топливе, дополнительно:

- проверить исправность газопровода и установленных на нем кранов и задвижек (вся запорная арматура на газопроводах должна быть закрыта, а краны на продувочных газопроводах открыты);

- продуть газопровод через продувочную свечу, постепенно открывая задвижку на ответвлении газопровода к котлу; если после проверки газоанализатором окажется, что в газопроводе отсутствует взрывоопасная газовоздушая смесь, свечу следует закрыть;

- убедиться в отсутствии утечек газа из газопроводов, газооборудования и арматуры путем обмыливания их; пользоваться открытым огнем при выполнении этой работы запрещается;

- проверить по манометру давление газа;

- отрегулировать тягу растапливаемого котла, установив разрежение в топке 2-3 мм.вод.ст.

Перед включением котла в работу необходимо произвести:

- проверку исправности действия предохранительных клапанов, водоуказательных приборов, манометра и питательных устройств;

- проверку показаний сниженных указателей уровня воды по указателям уровня воды прямого действия;

- проверку и включение автоматики безопасности, сигнализаторов и аппаратуры автоматического управления котлом;

- продувку котла.

Во время работы котла необходимо:

- поддерживать нормальный уровень воды в котле, при этом нельзя допускать, чтобы уровень воды опускался ниже допустимого низшего уровня или поднимался выше допустимого высшего уровня;

- поддерживать нормальное давление пара;

- поддерживать нормальную температуру перегретого пара;

- поддерживать нормальную температуру перегретого пара, а также питательной воды;

- поддерживать нормальную работу горелок (форсунок);

- не реже одного раза в смену проверять исправность действия манометра путем продувки с помощью трехходового крана;

- проверять обдувкой исправность водоуказательных приборов и предохранительных клапанов в сроки, указанные в инструкции по эксплуатации котла;

- прекратить продувку котла, если во время ее проведения происходит выбивание газов через люки;

- держать дверцы котла закрытыми.

Рабочим котельной запрещается:

- заклинивать или дополнительно нагружать предохранительные клапаны;

- продолжать работу котла при неисправных или неотрегулированных предохранительных клапанах;

- производить обдувку котла при выявлении неисправностей обдувочной арматуры и котла;

- открывать и закрывать арматуру ударами молотка или других предметов;

- при работе котла производить подчеканку швов, заварку элементов котла и т.п.;

- находиться вблизи шлаковых затворов при их открытии;

- стоять против дверей котла при его обдувке.

При остановке котла, работающего на газовом топливе, необходимо:

- уменьшить, а затем совсем прекратить подачу газа к горелкам, а затем и воздуха (при инжекционных горелках сначала прекратить подачу воздуха, а затем газа);

- после отключения всех горелок - отключить газопровод котла от общей магистрали;

- открыть продувочную свечу на отводе и провентилировать топку и газопроводы.

При остановке котла, работающего на жидком топливе, следует:

- закрыть подачу топлива в форсунку;

- прекратить подачу пара или воздуха;

- провентилировать топку, газопроводы, после чего закрыть дутье и тягу.

Требования безопасности в аварийных ситуациях

Рабочие котельной должны немедленно остановить котел (аварийно) и сообщить об этом руководителю предприятия, если:

- перестало действовать более 50% предохранительных клапанов или других заменяющих их предохранительных устройств;

- давление в котле повысилось более чем на 10% против допустимого и продолжает расти, несмотря на прекращение подачи топлива, уменьшения тяги и дутья и усиленное питание котла водой;

- произошла утечка воды из котла; подпитка водой при этом запрещена;

- уровень воды быстро снижается, несмотря на усиленное питание котла водой;

- уровень воды поднялся выше допустимого и продувкой котла не удается снизить его;

- прекращено действие всех питательных устройств;

- в основных элементах котла обнаружены трещины, пропуски в сварных швах, обрывы находящихся рядом связей;

- обнаружена загазованность котельной, работающей на газе;

- произошел взрыв газовоздушной смеси в топке котла или газопроводах;

- прекращена подача электроэнергии при искусственной тяге;

- возник пожар в котельной (загорелась сажа или частицы топлива в газопроводах).

Требования безопасности по окончании работ

По окончании работы необходимо:

- сдать дежурство по котельной, сделав отметку в журнале;

- снять средства индивидуальной защиты и убрать их в специально отведенное место, при необходимости сдать в химчистку (стирку), ремонт;

- принять душ или вымыть лицо и руки теплой водой с мылом, переодеться;

- доложить о всех замеченных недостатках, неисправностях за время работы сменщику и непосредственному руководителю.



12. Специальная часть. Расчет и выбор дымовой трубы



В современных производственных и отопительных котельных дымовая труба служит не только для создания тяги, но для отвода продуктов сгорания на определенную высоту, при которой обеспечивается рассеивание вредностей до допустимых санитарными нормами концентраций в зоне нахождения людей.

При расчете выброса вредных веществ в атмосферу должно выполняться условие, при котором сумма отношений концентрации вредностей к их ПДК должно быть меньше или равно единице, т.е.

1 Определяется выброс S02 (г/с):

	

	М= [2] стр.2(92) 

	

	где Sр — содержание серы в рабочей массе топлива, %; , - молекулярная масса S02 и S, их отношение равно 2.

	М=

	2 Определяется выброс оксидов азота, рассчитываемый по N0:

	

	M=0.034 [2] стр.2(93)

	

	
где  — безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива и способа шлакозолоудаления на выход оксидов азота, принимается по табл. 12.3; 3 — коэффициент, учитывающий конструкцию горелок, принимается для вихревых горелок 3 = 1, для прямоточных горелок 3 = 0,85$ r — степень рециркуляции продуктов сгорания или сушильного агента в процентах расхода дутьевого воздуха, при отсутствии рециркуляции г = 0; 2 — коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих продуктов сгорания в зависимости от условий подачи их в топку принимается по табл.12.4; k - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота на 1 т сожженного условного топлива кг/т.

	

	r= [2] стр.2(93)



r=

M=0.034 г/с. 

3 Определяется диаметр устья дымовой трубы (м):

	

	 [2] стр.3 (94)



где Vтр — объемный расход продуктов сгорания через трубу при температуре их в выходном сечении, м3/с (охлаждение продуктов сгорания в дымовой трубе не учитывается);— скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы (принимается 20-30 м/с при искусственной тяге и высоте дымовой трубы до 100 м).

м.

4 Определяется предварительная минимальная высота дымовой трубы (м):

	

	 [2] стр.3 (95)

	

где А — коэффициент, зависящий от метеорологических условий местности; ПДК, ПДК, — предельные допустимые концентрации S02 и NO2, принимаются по табл. 12.1; z — число дымовых труб одинаковой высоты, устанавливаемых в котельной;  — разность температуры выбрасываемых газов и средней температуры воздуха, под которой понимается средняя температура самого жаркого месяца в полдень, °С.



м. [2] стр.3 (96)

5 Определяются коэффициенты f и :



f=10 [2] стр.3 (97)



f=10;



=0,65 [2] стр.3 (98)



=0,65


6 Определяется коэффициент m в зависимости от параметра f:

	

	 [2] стр.4 (99)

	

	

	7 Определяется безразмерный коэффициент n в зависимости от параметра :

	при м=2≥2 n = 1.

	8 Определяется минимальная высота дымовой трубы (м) во втором приближении:



 [2] стр.4 (100)



=25,1 м, ∆H=×100=×100=19

Если разница между Н1 и Н больше 5 %, то выполняется второй уточняющий расчет.

	9 Второй уточняющий расчет производится по формуле:



 [2] стр.4 (101)





где f и — коэффициенты, подсчитываемые по формулам (7) и (8) при высоте Н;m и n— коэффициенты, определяемые формулами (7) и (8) по fи м.

10 При высоте дымовой трубы Н2 определяется максимальная приземная концентрация каждого из вредных веществ (золы, S02, NО) по формулам:



 [2] стр.4 (102)  [2] стр.4 (103)



где F — безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания золы в атмосферном воздухе, принимается равным 2 (КПД золоуловителя не менее 90 %) и равным 2,5 (КПД золоуловителя от 75 до 90 %).





11 Проверяется условие, при котором безразмерная суммарная концентрация не должна превышать 1, т. е:



 [2] стр.5 (104)



Если указанное условие не соблюдается, следует увеличить высоту дымовой трубы, при которой безразмерная концентрация будет меньше или равна 1.

=0,5<1

В соответствии с рекомендациями выбирается металлическая труба Н=25 м, =2 м.




14. Экономическая часть



При реконструкции котельной изменяется ряд параметров, определяющие эффективность работы котельной в целом. В связи с этим необходимо вновь произвести анализ ее технико – экономических показателей, в число которых входят технологические и экономические показатели. К основным технологическим показателям относятся: установленная мощность котельной, годовая выработка пара и теплоты и отпуск их потребителям, расходы топлива.

Важнейшим экономическим показателем является себестоимость отпущенной теплоты.

Расчет технико - экономических показателей котельной производится по [1]стр.247–265.

Расчет технологических показателей (все данные берутся из таблицы 6.2).

Установленная мощность котельной Qуст, МВт, определяется по формуле:



Qуст = Qвк×n, [2] cтр.247 (105)



где n – число установленных котлов;

Qвк – номинальная нагрузка водогрейных котлов, МВт.

Qуст = 4,65×3=13,95 МВт.

Годовой отпуск теплоты на отопление (ГДж/год):



Q=24×0,0036×Q×n, [2] cтр.248 (106)



где Q- средний расход теплоты за отопительный период на нужды отопления;

n- продолжительность отопительного периода, сут.

Q=24×0,0036×5225,7×213=96169,6

Годовой отпуск на вентиляцию (ГДж/год):



Q=0,0036zQn, [2] cтр.248 (107)



где Q- средний расход теплоты на вентиляцию, кВт;

z- усредненное за отопительный период число часов работы системы вентиляции в течении суток.

Q=0,0036×16×622,025×213=7631,5

Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение (ГДж/год) определяется по формуле:



Q=24×0,0036×Q×n+0,0036×Q×(350-n), [2] cтр.248 (108)



где Q– средний расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжение и отопление, кВт;

Q – средний расход теплоты на горячее водоснабжение в летний период, кВт;

350 — число суток в году работы системы горячего водоснабжения.

Q= 24×0,0036×824,41×213+24×0,0036×527,65×(350-213) = 21417,61

Годовой отпуск теплоты от котельной Qгодотп (ГДж/год) определяется по формуле:



Q = Q+ Q +Q , [2] стр.249 (109)



Q =96169,1+7631,5+21417,61=125218,71 ГДж/год.


Годовая выработка теплоты котельной Qгодвыр (ГДж/год) определяется по формуле:



Q= Q × , [2] стр.249 (110)



где ηт.п – коэффициент теплового потока, принимается при работе на газе 98—97 %.

Q = 125218,71×=127774,19 ГДж/год.

Число часов использования установленной мощности котельной в году hуст (ч/год) определяется по формуле:



hуст=, [2] стр.249 (111) 



где Qуст– установленная мощность котельной, МВт.

hуст= =2544,29 ч/год.

Удельный расход условного топлива b (тут/ГДж) на 1 ГДж отпущенной теплоты определяется по формуле:



b =, [2] стр.249 (112) 



где ηбр – КПД (брутто) котельного агрегата, %.

b = тут/ГДж.

Удельный расход натурального топлива b (тнт/ГДж) на 1 ГДж отпущенной теплоты определяется по формуле:


b= b , [2] стр.249 (113) 



где Q – низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, МДж/м3.

b=0,038=0,031 тнт/ГДж.

Годовой расход условного топлива котельной Вугод (тут/год) определяется по формуле:



В= b× Q [2] стр.250 (114) 



Вугод= 0,038×125218,71=4758,31 тут/год.

Годовой расход натурального топлива котельной Внгод (тнт/год) определяется по формуле:



В=b× Q [2] стр.250 (115)



В= 0,031×125218,71 =3881,78 тнт/год.

Установленная мощность токоприемников Nуст (кВт) определяется по формуле:



Nуст=с.н×Qуст, [2] стр.250 (116) 



где с.н – удельный расход электрической мощности на собственные нужды котельной, кВт/МВт (принимается по таблице 13.1).

Nуст=10×13,95=139,5 кВт.

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной Эс.нгод (кВт∙ч/год) определяется по формуле:


Э= Nуст ×hкот×Кэл, [2] стр.250 (117) 



где hкот – число часов работы котельной в году, ч/год, принимается при наличии горячего водоснабжения 8400 ч/год;

Кэл – коэффициент использования установленной электрической мощности (принимается для котельных с 10МВт≤ Qуст ≤200МВт равным 0,7-0,8.

Э= 139,5·8400×0,8=937440 кВт×ч/год.

Годовой расход воды котельной G(т/год) определяется по формуле:



G = 24nо ×G + 24(350 – no)×G [2] стр. 250 (118) 



где G, G – расход сырой воды, поступающей на химводоочистку для приготовления питательной воды при максимально-зимнем и летнем режиме, т/ч .

G = 24×213×2,5+24(350-213)0,25=13,602×10т/год.

Удельный расход сырой воды на один 1 ГДж отпущенной теплоты (т/ГДж) определяется по формуле:



=, [2] стр.251 (119) 



 т/ГДж.

Одним из обобщающих экономических показателей, характеризующих качественный уровень работы котельной, является себестоимость отпускаемой теплоты. Этот показатель в той или иной мере отражает техническую вооруженность котельной, степень механизации и автоматизации производственных процессов, расходование материальных ресурсов и т. д.

Для расчета себестоимости отпускаемой теплоты определяются годовые эксплуатационные расходы, среди которых в проектных расчетах обычно выделяются следующие статьи: топливо, электроэнергия, вода, амортизация, текущий ремонт, заработная плата эксплуатационного персонала с начислениями и прочие суммарные расходы. Ниже рассматривается каждая из этих статей.

В статью "Топливо" включаются затраты на топливо, расходуемое для покрытия тепловых нагрузок котельной. По значимости расходы на топливо являются основными и составляют до 60-80 % всех затрат.

Топливная составляющая SТ (руб./год) зависит от количества израсходованного топлива, его цены, транспортных затрат и определяется по формуле:



SТ = В×Ц , [2] стр.252 (120) 



где В – годовой расход натурального топлива, расходуемого котельной, тнт/год;

Ц – оптовая цена топлива по прейскуранту, руб./тнт; принимается по прейскурантам;

SТ = 388,78×2325×10=9025,138×10руб./год.

По статье "Электроэнергия" определяются расходы на электроэнергию на собственные нужды котельной (привод дутьевых вентиляторов, дымососов, питательных и сетевых насосов и т. д.).

Расходы на электроэнергию Sэ (руб./год) определяются по формуле:



Sэ = Э×Цэ, [2] стр.253 (121) 



где Э –годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной, кВт×ч/год;

Цэ – цена (тариф) одного киловатт-часа, принимается по прейскуранту.

Sэ = 937,4×10×2,1=1968,54×10 руб./год.

По статье "Вода" определяется стоимость сырой воды, расходуемой на питание котлов, наполнение и подпитку теплопотребляющих систем и наружных теплопроводов, собственные нужды химводоочистки, а также на горячее водоснабжение (при открытой системе теплоснабжения).

Расходы на воду Sв (руб./год) определяются по формуле:



Sв = G×Цв×Ц, [2] стр.254 (122) 



где G – годовой расход сырой воды в котельной, т/год;

Цв – цена за 1 т сырой воды, руб./т, принимается по прейскуранту.

Sв =13,602×10×(7,54+13,4)=284,826 руб./год.

По статье "Амортизация" определяется размер амортизационных отчислений по проектируемой котельной. Исходным материалом для определения затрат по данной статье является размер капиталовложений в строительстве котельной и действующие нормы амортизации. Наиболее точным способом определения капитальных затрат является сметно-финансовый расчет. Однако трудность такого способа значительна даже при некоторых его упрощениях. Другим способом определения капиталовложений, который широко применяется при расчете амортизационных отчислений, является осреднение стоимости строительства на основе показателей удельных капиталовложений в сооружение котельной.

Капиталовложения – это средства, вложенные в технико-экономическое обоснование проекта, изыскательские, конструкторские, опытные работы; приобретение земли, включая стоимость подготовки и освоения; аренду земли; затраты на приобретение оборотных фондов; строительно-монтажные работы; затраты на освоение и пуско-наладочные работы; вывод котельной на проектную мощность и другие затраты.

Капитальные затраты на сооружение котельной Ккот (руб.) определяются по формуле:



Ккот = (Ккг+K кп(nk – 1))kpc×kикап, [2] стр.256 (123) 



где Ккг – капиталовложения для ввода головного котлоагрегата, руб., принимается по приложению [2] 2;

Kкп – капиталовложения на последующие котлоагрегаты, руб. принимается по приложению [2] 2;

nk – количество установленных котлоагрегатов, шт.;

kpc – коэффициент, учитывающий территориальный район строительства котельной принимается по приложению [2] 3;

kикап – коэффициент инфляции по вложениям капитала к ценам на II полугодие 2010 г.

Ккот =(3326200+1632900(3 – 1))1×1,95 = 9694510 руб;

В абсолютных вложениях капитала выделяется стоимость строительной части Кстр (зданий, сооружений) и оборудования, рабочих машин, и механизмов с их монтажом Коб.

Стоимость общестроительных работ, зданий и сооружений Кстр (руб.) определяется по формуле:



Кстр=α1×Ккот, [2] стр.257 (124) 



где α1– доля стоимости общестроительных работ, зданий и сооружений, принимается по таблице [2] 2.

Кстр =0,45×9694510 =4362529,5 руб.

Стоимость оборудования, рабочих машин, и механизмов с их монтажом Коб (руб.) определяется по формуле:


Коб=α×Ккот [2] стр.258 (125) 



где α2 – доля стоимости общестроительных работ, зданий и сооружений; принимается по таблице [2] 2.

Коб = 0,55×9694510 =5331980,5 руб.

Годовые амортизационные отчисления Sам (руб./год)определяются по формуле:



Sам=, [2] стр.256 (126) 



где – средняя норма амортизации общестроительных работ и зданий, %, ориентировочно может быть принята равной 3 %;

– норма амортизации оборудования с монтажом, принимается равной 7,5% при сжигании малосернистого мазута и газа.

Sам руб./год.

В статью "Текущий ремонт" включаются расходы на текущий ремонт основных фондов котельной (здание, оборудование, хозяйственный инвентарь и инструмент). Сюда также относится основная и дополнительная заработная плата с начислениями ремонтного персонала, стоимость ремонтных материалов и использованных запасных частей, стоимость услуг сторонних организаций и своих вспомогательных производств и пр.

В проектных расчетах затраты на текущий ремонт котельных SТ.Р (руб./год) в среднем принимаются в размере 20 % амортизационных отчислений, т. е. определяется по формуле:



SТ.Р=0,2×Sам, [2] стр.247 (127) 




SТ.Р = 0,2×530774,43 =106154,89 руб./год.

По статье "Заработная плата с начислениями" подсчитывается основная и дополнительная заработная плата с начислениями только эксплуатационного персонала, участвующего в основной производственной деятельности котельных в соответствии с нормами их обслуживания.

Заработная плата ремонтного персонала учитывается в амортизационных отчислениях (по капитальному ремонту) и в расходах по текущему ремонту, а заработная плата административно-управленческого персонала– в прочих суммарных расходах.

При проектировании подробное определение штатов и фонда заработной платы, как правило, не производится и расходы по данной статье годовых эксплуатационных издержек Sэ.п (руб./год) определяются по формуле:



S=ЗП×Ч, [2] стр.247 (127) 



где ЗП– среднегодовая заработная плата, руб./год ;

Ч – численность эксплуатационного персонала, определяется по таблице [2] 6.

Среднегодовая заработная плата ЗПгод раб(экс) (руб./год) определяется по формуле:



ЗП = Ст× k× k×k×k×12, [2] стр.259 (128) 



где Cт– месячная тарифная ставка l-й ступени оплаты труда тарифной сетки, руб./мес.; k– средний тарифный коэффициент по категориям работников, принимается по таблице [2] 7;

k– средний коэффициент дoплaты за режим работы (компенсационные выплаты за условия труда, работу в ночное время, праздничные дни и др.), принимается по таблице [2] 7;

k – средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды

доплат (текущее пpемирование, за экономию электроэнергии, за выслугу лет и др.), принимается по таблице [2] 7;

k– районный коэффициент к заработной плате, определяемый по приложению [2] 14.

ЗП= 4100×1,57×1,17×1,3×1×12= 117488,12 руб./год;

S= 117488,12×13=1527345,6 руб./год.

С помощью штатного коэффициента в ходе расчета может быть оценена и численность эксплуатационного персонала котельной:



Ч=0,9×Q [2] стр.259 (129)



Ч= 0,9×13,95= 13

Страховые взносы во внебюджетный фонд определяется по формуле:



S=S×Н%/100,



S=1527345,6×26/100=397109,86

Статья "Прочие суммарные расходы" включает в себя затраты на охрану труда, технику безопасности, пожарную и сторожевую охрану, административно-управленческий персонал, вывозку золы и шлака, приобретение спецодежды, реактивов для химической очистки воды и другие неучтенные расходы. 

В проектных расчетах прочие суммарные расходы Sпр (руб./год) принимаются в среднем для котельных в размере 30 % затрат на амортизацию, текущий ремонт и заработную плату и подсчитываются по формуле:



Sпр=0,3(Sам+SТ.Р.+Sа.п+S); [2] стр.259 (130)


Sпр = 0,3(530,774+106,154+1527,345)=768,415×10руб./год.

Годовые эксплуатационные расходы по котельной Sкот (руб./год) определяются по формуле:



Sкот= Sт + Sэ+ Sв + Sам + Sт.р. + Sз.п + Sпр , [2] стр.247 (131)



Sкот=(9025,138+1968,54+284,826+530,774+106,154+1527,345+

+768,415)×10=14211,19×10руб./год.

Себестоимость отпускаемой теплоты Sq (руб./ГДж) определяется по формуле:



Sq=, [2] стр.259 (132)



где Q – годовой отпуск теплоты от котельной, ГДж/год.

Sq ГДж/год.

Топливная составляющая себестоимости  (руб./ГДж) определяется по формуле:



=. [2] стр.259 (133) 



 руб./ГДж.

Для оценки общей эффективности принятого проектного решения определяется рентабельность капиталовложений (%) по формуле:




Р=, [2] стр.247 (134) 



где Цq – средний тариф на теплоэнергию по энергосистеме, в зоне действия которой располагается проектируемая котельная, руб./ГДж.

Рн 

Расчетная рентабельность капиталовложений должна быть сопоставлена с его отраслевым нормативом, который в энергетике принят равным 10%. Общая эффективность капиталовложений может считаться приемлемой, если ее фактическое значение не ниже нормативного.



Таблица 14.1- Основные технико- экономические показатели котельной

Наименование

Обозначение

Обоснование

Расчет

1

2

3

4

Место расположения котельной

-

задано

г. Владимир

Состав основного оборудования

-

задано

3×КВГМ-4-150

Топливо

-

задано

газ

Система теплоснабжения

-

задано

закрытая

Условная мощность котельного агрегата, МВт

Q

[2] стр. 248

13,95

Годовая выработка теплоты, ГДж/год

Q

[2] стр. 248

127774,19

Годовой отпуск теплоты, тыс.ГД/год

Q

[2] стр. 249

125218,7

Число часов использования установленной мощности, ч/год

h

[2] стр. 249

2544,29

Удельный расход топлива на 1 отпущенной ГДж теплоты:

-условного,тут/ГДж

-натурального, тнт/ГДж



b

b





[2] стр. 249

[2] стр. 249





0,038

0,031

Удельный расход электрической мощности на собственные нужды, кВт/МВт



Табл. 13.1 [3]

стр. 250

10

Установленная мощность теплоприемников, кВт



[2] стр. 250

139,5

Удельный расход воды, т/Гдж



[2] стр. 251

0,11

Численность эксплуатационного персонала котельной, чел

Ч

Табл. 11.2 [2]

стр. 47

13

Сметная стоимость строительства, руб. в том числе

–строительные работы

-оборудование и монтаж







[8] стр. 11

9694510



4362529,5

5331980,5

Годовые эксплуатационные расходы, руб/год



[2] стр. 259

14042,326

Рентабельность капиталовложений, %

Р

[2] стр. 259

35,99




Заключение



В дипломном проекте произведен расчет котельной, расположенной в г. Казань. Она предназначена для централизованного теплоснабжения жилых районов и оборудована тремя водогрейными котлами КВ-ГМ-4-150.

Определены тепловые нагрузки (расход теплоты), отпускаемые потребителям из тепловых сетей: суммарная тепловая нагрузка на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение для I микрорайона QdI=8471,4 кВт, для II микрорайона QdII=8526,1 кВт, для III микрорайона QdIII=17309 кВт, для IV микрорайона QdVI=10175,9 кВт.

Определен расчетный расход сетевой воды потребителя на отопление, вентиляцию и на горячее водоснабжение. Суммарный расход воды по всем микрорайонам ∑Gd= 205,1 кг/с.

Произведен гидравлический расчет водяной тепловой сети, в котором определено проектное расстояние между опорами, тип компенсатора и их количество. Определены длины местных сопротивлений, длины трубопроводов, потери напора от источника до узловой точки теплосети или до микрорайона (абонента).

Выбрано основное и вспомогательное оборудование котельной.

В специальной части проекта произведен расчет дымовой трубы. По результатам расчета выбрана труба диаметром 2 м и высотой 25 м.

В экономической части проекта произведен расчет общей эффективности капиталовложений котельной. По отраслевым нормативам рентабельность должна быть не ниже 10%. В данном проекте рентабельность Рн = 52,24%.Общая эффективность капиталовложений может считаться приемлемой, так как ее фактическое значение не ниже нормативного.




Список использованных источников



1 Методические указания по теплоснабжению, 2008

2 Эстеркин Р.И. "Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование", Энергоатомиздат, 1989

3 Раддатис К.Ф. "Справочник по котельным установкам малой производительности", Энергоатомиздат, 1989

4 Шубин "Проектирование теплоподготовительных установок ТЭЦ и котельных"

5 Эстеркин Р.И. "Промышленные котельные установки", Ленинграл Энергоатомиздат, 1985

6 Гусев "Основы проектирования котельных установок", Стройиздат

7 Методические указания по котельным установкам, Иваново 2004

8 Методические указания по экономике, Иваново 2007

9 Рекомендуемые нормативы численности промышленно-производственного персонала котельных в составе электростанций и предприятий сетей. МЭ и Э СССР. Управление социального развития и условий труда. – М.,1989.

10 Ривкин С.Л., Александрова А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник. – М.: Энергоатомиздат, 1984.

11 Рекомендации по проектированию установок натрий-катионирования. Серия ХЗ-104. Госсторй СССР. Главпромстройпроект. Всесоюзное объединение Союзсантехпроект ГПИ Сантехпроект. – М., 1975.

12 СНиП 2.01.01.-82 Строительная климатология и геофизика Госстрой СССР-М: Стройиздат, 1983 – 136с.

13 Ю.М. Гусев. Основы проектирования котельных установок Изд. 2-е, перераб. и доп., М., Стройиздат, 1973.

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

15 Производственные и отопительные котельные. /Е.Ф. Бузников, К.Ф. Роддатис, Э.Я. Берзиньш. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1984.-с.248., ил

16 ЕНиР. Сборник Е31. Монтаж котельных установок и вспомогательного оборудования./ Госстрой СССР. – М.: Стройиздат, 1988.-159с.

17 "СНиПы и ГОСТы"