Диплом - Проектирование котельной

1000мм, Н=2м.

Количество солей жесткости подлежащих удалению определяется по

формуле:

A1=24*(К0-0,l)=24х(8,6-0,1)х11,66=2378,64 г.экв/л

где Ж- общая весткость воды, поступающая в натрий-катионитные фильтры

0,1 - остаточная жесткость после первой ступени катионирования.

Рабочая обменная способность сульфоугля при натрий-катионировани.

Е=0,74*0,82*550-0,5*7*8,6=304 г.экв/м3

Число регенерации натрий-катионитных фильтров первой ступени:

n=2378,64/(0,76*2*304*2)=2,57 рег/сут

Межрегенерационный период работы каждого фильтра

Т1=24*2/2,57-2=16,67

Нормальная скорость фильтрации при работе всех фильтров:

(ф=11,66/(0,76*2)=7,67

Максимальная скорость фильтрации (при регенерации одного из фильтров)

(ф=11,66/(0,76*(2-1))=15,34 м/ч

Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра первой

ступени

QNaCl=304*0,76*2*150/1000=69,31 кг/рег

Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию

Q=69,31*100/(1000*1,2*26)=0,22 м3

Расход технической соли в сутки

Qс=69,31*257*100*2/93=383,07 кг/сут

Расход технической соли на регенерацию натрий-катионитных фильтров первой

ступени в месяц

Qм=30*383,07=11492 кг/мес.

Расход воды на взрыхляющую промывку фильтра

Впр=3*0,76*60*12/1000=2,05 м3

Расход воды на приготовление регенерационного раствора соли

Врег=69,21*100/(1000*7*1,04)=0,95 м3

Расход воды на отмывку катионита

Вотм=7*0,76*2=10,64 м3

Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра 1 ступени с

учетом использования отмывочных вод для взрыхления

В=2,05+0,95+(10,64-2,05)=11,59 м3/рег

Расход воды на регенерацию натрий-катионитных фильтров 1 ступени в сутки

Всут=11,59*2,57*2=59,57 м3/сут

Среднечасовой расход воды на собственные нужды натрий-катионитных фильтров

первой и второй ступени:

в=59,57*0,55/24=2,51 м3/ч

2.4. РАСЧЕТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ

2.4.1. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Исходные данные:

1. Температура греющей воды (конденсата) на входе

в подогреватель (табл. 1.4. п.34) Т1=165оС

2. Температура греющей воды (конденсата) на выходе

из подогревателя (табл. 1.4 п.3З) Т2=80оС

3. Температура нагреваемой воды на входе

в подогреватель (табл. 1.4 п.5) t2=70оС

4. Температура нагреваемой вода на выходе из подо-

гревателя (табли.5 п.59)

t1=82,34оС

5. Расчетный расход сетевой воды( табл. 1.5п .6) G=51,37кг/с

РАСЧЕТ

Принимаем к установке два водоводяных подогревателя.

Так как в работе будут находиться две установки, то расход нагреваемой

воды через одну установку составит:

G1=G/2=51,37/2=25,68 кг/с

Расход греющей воды определяем из уравнения теплового баланса

подогревателя:

G1*(t1-t2)*C=G2*(T1-T2)*C*(

где ( - коэффициент,учитывающий снижение тепловой мощности за счет потерь в

окружающую среду, принимаем (=0,96

G2=(25,68*(82,34-70))/((165-80)*0,96)=3,88 кг/с

Средняя температура греющей воды

Тср=(165+80)/2=122,5оС

7. Эквивалентный диаметр межтрубного пространства

dэ=(D2-z*d2н)/(D-z*dн)=(0,2592-109*0,0162)/(0,259-

109*0,016)=0,019559м

6. Скорость воды в трубках

(тр=G1/((тр*()=25,68/(0,01679*1000)=1,53 м/с

9. Скорость воды в межтрубном пространстве

(мтр=G2/((мтр*1000)=3,88/(0,03077*1000)=0,126 м/с

10. Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам трубок

(1=1,163*А1*(0,8мтр/d0,2э=1,163*2567,99*1,530,8/0,0195590,2=1495,7

Вт/м2к

где А1 - Температурный множитель, определяемыйп по формуле

A1=1400+18*Тср-0,035*Т2ср=1400+10*122,5-0,035*122,52=3079,8

11. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде

(2=1,163*А2*(0,8тр/d0,2э=1,163*2567,99*1,530,8/0,0140,2=9815,03

Вт/м2к

где A2=1400+18*tср-0,035t2ср=1400+l8*76,17-0,035*76,172=2567,99

12. Коэффициент теплопередачи

К0=1/(1/(1+б/(+1/(2)=1/(1/1495,7+0,001/105+1/9815,03)=1283 Вт/м2к

где б - толщина стенок латунных трубок

( - коэффициент теплопроводности латуни

(=105 Вт/мк при t =122оС

Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности

нагрева:

К=К0*m=1283*0,75=962,25 Вт/м2к

где m - поправочный коэффициент на загрязнение и неполное омывание

поверхности нагрева =0,75

13. Поверхность нагрева подогревателя

Н=G1*C*(t1-t2)/(K*(t)=25,68*4190*(82,34-70)*0,85/(962,25*34,44)=34,06

м2

14. Количество секций подогревателя

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

где Fi - поверхность нагрева одной секции водоподогревателя

Принимаем 2 секции

2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО

ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Потери напора воды в трубах

1. Внутренний диаметр трубок dвн=0,014м

2. Длина одного хода подогревателя: L=4м

3. Коэффициент трения / при средних значениях чисел Рейнольдса и

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

4. Коэффициенты местных сопротивлений для одной секции:

вход в трубки - 1

выход из трубок - 1

поворот в колене - 1,7

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

((=3,7

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

при длине хода 4м

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

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

- количество секций подогревателя, соединенных последовательно

( - коэффициент трения

Потери напора в межтрубном пространстве

1. Эквивалентный диаметр живого сечения межтрубного пространства

dмтрэ=0,019559м

2. Коэффициент трения при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте

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

3. Коэффициент местного сопротивления подогревателя по межтрубному

пространству определяем по формуле:

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

где (п - площадь сечения подходящего патрубка

Средняя температура нагреваемой воды

tср=(t1*t2)/2=(70+82,34)/2=76,17оС

Среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагре ваемой

водой

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

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

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

Для сетевой установки типа БПСВ-14 к дальнейшему расчету выписываем

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

а) внутренний диаметр корпуса Двн = 259 мм

б) наружный и внутренний диаметр трубок

dн=16мм, dвн=14мм

в) число трубок в живом сечении подогревателя

Z=109

г) площадь живого сечения трубок

(тр=0,01679м2

д) площадь сечения межтрубного пространства

(мтр=0,03077м2

е) поверхность нагрева одной секции

Fi=20,3м2

(п=0,03765м2

(мтр - площадь живого сечения межтрубного пространства принимаем

(м =0,03077м2 3

4. Потери напора воды в межтрубном пространстве двух секций водоводяного

подогревателя

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

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

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

(из теплового расчета водоводяного подогревателя)

(=1000 - плотность воды в кг/м3

2.4.3. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО

ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Исходные данные:

- Температура греющего пара при давлении 0,7 МПа

(табл. 1.4 р.15) Т1=165°С

- Температура нагреваемой воды на входе в подогреватель

t2=82,34°С (табл. 1.5 п.59)

- Температуру нагреваемой воды на выходе из подогревателя

t1=150°С (табл. 1.4 п.3)

1. Количество теплоты расходуемое в подогревателе

Q=25,68*4190*(150-82,34)*10-6=7,28 МВт

где G1=25,68 кг/с - расход нагреваемой воды (из теплового расчета

водоводяного подогревателя)

2. В сетевой установке БЛСВ-14 в качестве пароводяного подогревателя принят

подогреватель 050СT 34-577-69. Из табл. 3 выписываем его техническую

характеристику:

а) поверхность нагрева Н =53,9м2

б) наружный диаметр Дн = 630мм

в) длина трубок L =3м

г) внутренний диаметр корпуса D =616мм

д) число трубок Z=392 шт.

е) диаметр латунных трубок 16мм

ж) приведенное количество трубок в вертикальном ряду Zпр=17,8 шт.

з) площадь живого сечения межтрубеого пространства (мтр=0,219м2

и) площадь живого сечения одного хода трубок (тр=0,0151м2

Скорость воды в трубках:

(тр=25,68/(0,0151*1000)=1,7 м/с

4. Средняя температура нагреваемой воды

tср=(150+82,34)/2=116,2 оС

5. Среднелогарифмическая разность температур между паром и водой:

(t=(82,66-15)/(82,66/15)=39,64 оС

где (tб - большая разность температур

(tб=165-82,34=82,66 оС

(tм - меньшая разность температур

(tм=165-150=15 оС

6. Средняя температура стенок трубок

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

7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок

(1=А2*1,163/(Zпр*dн*(T-tстср))=4*8352,6*1,163/(17,8*0,016*(165-

140,6))=5983 Вт/м2к

где А2 - температурный множитель, определяемый по формуле

А2=4320+47,54*Т-0,14*Т2=4320+47,54*165-0,14*1652=8352,6

8. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок кводе:

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

где A1 - температурный множитель ,определяемый по формуле

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

9. Коэффициент теплопередачи

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

Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения

поверхности нагрева:

К=3914*0,75 = 2935,5 Вт/м2к

где 0,75- поправочный коэффициент на загрязнение и неполное

смывание поверхности нагрева, m = 0,75

10. Поверхность нагрева пароводяного подогревателя

H=7,28*106/(2935,5*39,64)=62,56 м2

11. Количество подогревателей

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

Принимаем 2 рабочих

2.4.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО

ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Потери напора в трубках пароводяного подогревателя определяются по

формуле:

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

Па

где (hтр - потери напора на трение

(hмс - потери напора на местные сопротивления

( - коэффициент трения, принимаемый при средних значениях чисел Рейнольдса

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

(-плотность воды, 1000 кг/м3

L - длина одного хода пароводяного подогревателя, принимаем 3м

Z - количество ходов подогревателя, в данном дипломном проекте

расчитывается четырехходовой пароводяной подогреватель

(( - сумма коэффициентов местных сопротивлений.

Коэффициент местных сопротивлений для четырехходового пароводяного

подогревателя

вход в камеру - 1,5

вход из камеры в трубки 1х4 - 4

выход из трубок в камеру 1х4 - 4

поворот на 180o в камере - 2,5

выход из камеры - 1,5

Сумма коэффициентов местных сопротивлений для четырехходового

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

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В технико-экономическом разделе дипломного проекта производится сравнение

использованных двух видов топлива на реконструируемой котельной: Основного

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

также определяется сметная стоимость строительных и монтажных работ.

Технико-экономические расчеты производятся в гривнах с использованием

переводных индексов стоимости строительно-монтажных работ в цены 1993г.,

коэффициентов рыночных отношений, а также индекса удорожения цен 1997г. к

ценам 1995г.

Тогда общий переводный индекс для строительно-монтажных работ:

80,6*1013*1,8562*10-5=1,516 и для оборудования 48,2*3452*1,8562*10-5=3,03

3.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1. Годовая выработка тепловой энергии, ГДж

(Qвырг=(Qгтп+(Qсн

(3.1)

где Qгтп - годовая отпущенная тепловая энергия,

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

15*Qот

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

nоп)*3,6+Qзтех*nоп*3,6 (3.2)

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

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

(табл. 1.2)

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

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

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

Qопов - расход тепловой энергии за отопительный период на отопление и

вентиляцию, МВт

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

(Qгопт - годовая отпущенная тепловая энергия

(Qсн - годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной

(Qсн=0,15*Qот

Тогда:

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

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

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

2.Годовой расход топлива, т/год

уголь

Вг=Кптх * Qгвыр / (ку * Qрн

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

газа дегазации Кпт =1,05

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

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

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

м3/год

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

Стоимость газа дегазации 84,4 грн. за 103 м3

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

5.Цена за 1 кВт/ч потребляемой электроэнергии

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

6.Штатное расписание котельной при работе:

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

механизаторы – 2 чел.

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

механизатор – 1 чел.

7.Годовые амортизационные отчисления:

-по зданиям и сооружениям – 5,5%

-по оборудованию – 12,5%

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

работающего по котельной. Аср=170 грн.

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

10.Годовой расход воды, м3

Свг=Сзсв*nоп+Слсв(8400-n(оп)

где Свг ,Сзсв – расход воды в зимний и летний периоды (табл. 1.5.

п.44), м3/ч

Свг=11,66*4320+4,03(8400-4320)=66813,6 м3/ч

11.Установленная мощность токоприемников, кВа

Nу=Эуд*Qуст

где Эуд - удельная установленная мощность электродвигателей, кВт/МВт.

При Qуст = 28,91 МВт по табл. 10.6

для каменного угля Эуд = 12,4 кВт/МВт и

для газа дегазации Эуд = 13,05 кВт/МВт

Тогда установленная мощность токоприемников, кВа

при сгорании каменного угля

Nуу = 12,4 * 28,91 = 358,5

и при сгорании газа (метана) от дегазации

Nгу = 13,05 * 28,91 = 377,28

12. Расход электроэнергии, кВт/год

Эг=Nу*Ки*Т

Эуг=358,5*0,7*3872=971,678*103 кВт*ч

13. Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке

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

3.2. РАСЧЕТ ДОГОВОРНОЙ СТОИМОСТИ

СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ

В табл. 3.1 приведены капитальные затраты производственно-отопительной

котельной с двумя паровыми котлоагрегатами КЕ-25 для закрытой системы

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

приведены цены 1984г.

Таблица 3.1

Сводка затрат на строительство котельной

| | |Затраты, тыс. руб. |

|№ |Наименование работ и затрат |Строитель-|Монтажные |Оборудова-|Всего |

| | |ные работы|работы |ние | |

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

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

| |зданию котельной | | | | |

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

| |КЕ-25 (общестроительные, | | | | |

| |обмуровка, изоляция) | | | | |

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

| |трубопроводов | | | | |

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

| |воздуховодам, фундаментам | | | | |

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

| |оборудования котельного цеха| | | | |

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

|7. |Работы по |2,46 |- |- |2,46 |

| |водоподготовительному | | | | |

| |отделению, в т.ч. склады | | | | |

| |реагентов | | | | |

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

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

| |электрооборудования | | | | |

|9. |Монтаж водоподготовительного|- |3,14 |67,44 |70,58 |

| | | | | | |

| |отделения | | | | |

|10.|Работы по топливоподаче |3,122 |- |31,14 |34,26 |

|11.|Монтаж топливоподачи |- |2,03 |67,44 |70,58 |

|12.|Работы по дымовой трубе |6,48 |- |- |6,48 |

|13.|Внутриплощадочные санитарно-|1,6 |1,12 |22,48 |25,20 |

| | | | | | |

| |технические сети | | | | |

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

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

| |перевод-ного коэффициента, | | | | |

| |учитываю-щего удорожания и | | | | |

| |инфляцию: | | | | |

| |для строительно-монтажных | | | | |

| |работ 1,516; для | | | | |

| |оборудования 3,03 | | | | |

На основании денных таблицы 3.1 производим расчет договорной цены. В

целях большей наглядности базисная стоимость строительномонтажных работ в

составе договорной цены определена отдельно по каждой составляющей

строительной части и монтажной. Расчет договорной цены приведен в таблице

3.2.

Проект котельной предусматривает в дальнейшем перевод работы котельной

с каменного угля на газ-метан от дегазации шахтных газов. При этом

капитальные затраты увеличатся за счет строительства, монтажа и

приобретения оборудования по дегазации: в том числе на строительно-

монтажные работы - 36,4 тыс. грн. и на оборудование - 16,2 тыс. грн.

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

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

1872,92 тыс.грн.

Таблица 3.2

Расчет договорной цены на строительство котельной

| | | |Стоимость работы, |

| | | |тыс. грн при работе:|

|№ |Наименование затрат |Обоснование |на угле |на газе от|

| | | | |дегазации |

|1 |2 |3 |4 |5 |

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

| |строительно-монтажных работ | | | |

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

| |влияни-ем рыночных отношений, в | | | |

| |том числе: | | | |

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

| |изделий и конструкций по | | | |

| |договорным ценам | | | |

|2.2 |- увеличение зарплаты работников |30,4% от п.1 |36,67 |5,81 |

| |строительства | | | |

|2.3 |- отчисления в фонд Чернобыля |3,7% от п.1 |4,46 |1,41 |

|2.4 |- отчисления в фонд занятости |0,9% от п.1 |1,08 |17,59 |

|2.5 |- отчисление на соцстрах |11,2% от п.1 |13,51 |17,59 |

|2.6 |- разница в размере |11,9% от п.1 |14,36 |18,69 |

| |амортизационных отчислений | | | |

| |стоимости ГСМ, запасных частей, | | | |

| |машин и т.д. | | | |

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

| |перевозок | | | |

|2.8 |- удорожание железнодорожного |6,6% от п.1 |7,96 |10,36 |

| |транспорта | | | |

|2.9 |- удорожание электроэнергии |3,7% от п.1 |4,46 |5,81 |

|2.10|- удорожание тепловой энэргии |1,1% от п.1 |1,33 |1,73 |

|2.11|- удорожание на перевозки рабочих|6,6% от п.1 |7,96 |10,36 |

|2.12|- увеличение затрат на |1,4% от п.1 |1,96 |2,20 |

| |вневедомственную охрану | | | |

|2.13|- увеличение затрат на услуги |0,3% от п.1 |0,36 |0,47 |

| |связи | | | |

|2.14|- увеличение средств, связанных с|0,4% от п.1 |0,48 |0,63 |

| |командировочными расходами | | | |

|1 |2 |3 |4 |5 |

|3. |Итого затраты и доплаты |сумма п.п.1,2 |547,44 |712,64 |

|4. |Отчисления средств на выполнение |1% от п.3 |5,47 |7,13 |

| |общеотраслевых и межотраслевых | | | |

| |НИР и опытно-конструкторских | | | |

| |работ | | | |

|5. |Затраты на развитие собственной |10% от п.3 |54,74 |71,26 |

| |базы подрядных организаций | | | |

|6. |Часть прибыли строительной |10% от п.3 |54,74 |71,26 |

| |органи-зации, обеспечивающая | | | |

| |достаточный уровень рентабель | | | |

| |ности ее работы | | | |

|7. |Итого по п.п.3,4,5,6 | |662,39 |862,29 |

|8. |Итого с учетом надбавки на |20% к п.7 |794,87 |1034,75 |

| |добавленную стоимость | | | |

3.3. ОПРЕДЕЛЕИЕ ГОДОВЫХ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ

Годовые эксплуатацлонные расходы, тыс.грн., определяем по отдельным

статьям затрат для двух вариантов топлива: уголь и газ дегазации:

а) Расходы на топливо

Ст = Вг * Cт *10-32, тыс.грн ./год (3.5)

где Вг - годовой расход топлива, т/год (тыс.м3/год)

Ст - цена единицы топлива, грн/т (грн/тыс.м3)

При работе на угле

Сут =25298*101,6*10-3=2570,28

При работе на газе-дегазации

Сгт = 11,44 * 103 * 84,4 * 10-3 = 965,54

б) Расходы на электроэнергию

Расходы на электроэнергию котельных определяются по двухставочному

тарифу, при котором оплачивается как присоединенная к городским сетям

установленная мощность, кВ.А, или заявленный максимум нагрузки, так и

фактически полученная из сетей электроэнергия:

Сэ=(Эг*Сэ+Nу*С‘э/cos()*10-3 , тыс.грн/год (3.6)

где Эт - фактически полученная электрическая энергия, кВт. ч;

Nу - установленная мощность, кВ.А

cos( - коэффициент спроса; cos(=0,95

Cэ,С’э - соответственно тариф 1 кВт.ч потребляемой энергии и 1 кВ.А

оплачиваемой мощности трансформаторов.

Суэ=971,678*0,06+358,5*0,07/0,95=84,7 тыс.грн./год

Сгэ=1022,6*0,06+377,8*0,07/0,96=89,2 тыс.грн./год

в) Расход на воду

Св=Сгодв*Се*10-3, тыс.грн./год (3.7)

где Сгодв - годовой расход воды котельной м3/год

Се - стоимость воды грн./м3

Св - 66813,6*0,56*10-3=37,416 тыс.грн./год

г) Расход на заработную плату

Сз.п=n*Аср*12*10-3 тыс.грн./год (3.8)

где n - штатное расписание котельной, чел

12 - число месяцев

Аср=средние месячные выплаты

Суз.п=22*170*12*10-3=35,64 тыс.грн./год

Сгз.п=14*170*12*10-3=22,68 тыс.грн./год

д) Амортизационные отчисления

Са=(Кс*Ас+ К0*А0), тыс.грн./год (3.9)

где Кс,К0 - соответственно затраты на строительство и оборудование (табл.

3.1) тыс.грн

Ас,А0 - соответственно коэффициенты отчислений от затрат на

строительство и монтаж оборудования, %

Суа = 794,87*0,055+1856,72*0,125=275,81 тыс.грн./год

Сга = 1034,75*0,055+1872,92*0,125=291,02 тыс.грн./год

е) Расходы на текущий ремонт

Стр=0,2*Са, тыс.грн./год (3.10)

Сутр=0,2*275,81=55,16

Сгтр=0,2*291,02=58,20

ж) Общекотельные и прочие расходы, тыс.грн./год

Спр=0,03*(Ст+Сэ+Се+Са+Сз.п+Стр) (3.11)

Тогда годовые эксплуатационные затраты, тыс.грн./год

Сг=1,03*(Ст+Сэ+Се+Са+Сз.п+Стр)

Суг=1,03*(2570,28+84,7+37,416+275,81+35,64+55,16)=3150,78

Сгг=1,03*(965,54+89,2+37,416+291,02+22,68+58,20)=1507,98

3.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА

Для определения годового экономического эффекта от перевода котельной

с сжигания твердого топлива (каменного угля) в слое на сжигание газа,

получаемого путем дегазации шахтных газов необходимо определить

себестоимость вырабатываемой тепловой энергии на этих видах топлива.

С=Сг/Qгвыр, грн/ГДж

(3.13)

где Сг – годовые эксплуатационные затраты при соответствующем топливе,

тыс.грн/год

Qгвыр – суммарное количество вырабатываемой тепловой энергии за год

Су=3150,78*103/402955=7,82 грн/ГДж

Сг=1507,98*103/402955=3,74 грн/ГДж

Экономический эффект от перевода котельной с каменного угля на газ от

дегазации оценивается также приведенными затратами, тыс.грн.

Знорм=К+Тнорм Сг (3.15)

где К – капитальные вложения, тыс.грн

Тнорм – нормативный срок окупаемости,

Сг – годовые эксплуатационные затраты, тыс.грн/год

Для энергетических объектов в случае применения новой техники

Тнорм =6,7 года, а для обычных Тнорм =8,4 года

Зунорм=794,87+8,4*3150,78=27161 тыс.грн

З2норм=1034,75+6,7*1507,98=10108,72 тыс.грн

Из приведенных вычислений приведенных затрат следует, что работа котельной

на газе от дегазации шахтных газов экономически эффективнее.

Зунорм-З2норм=27261,42-10108,72=17152,70 тыс.грн

4. Т М 3 P

МОНТАЖ СЕКЦИОННЫХ ВОДОНОДОНАГРЕВАТЕЛЕЙ

4.1. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

До монтажа блока водоподогревателей на проектируемой котельной должны

быть выполнены следующие мероприятия:

- оставлен монтажный проем в перекрытии помещения установки

подогревателей;

- подготовлено фундаметное основание с установленными болтами и гайками,

а также металлический кронштейн-каркас для крепления подогревателя;

- зона монтажа должна быть освобождена от посторонних предметов и

лишних материалов;

- устроено освещение и оборудовано место подключения сварочного

трансформатора.

4.2. ЗАГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

Транспортабельный блок водоподогревателей представляет собой набор

секций подогревателя, обвязанных узлами измерения и регулирования и

смонтированных на раме-подставке. Стойки рамы имеют петли для строповки при

погрузочно-разгрузочных работах. Блок изготавливается на заготовительном

предприятии монтажной организации.

После окончания сборки блок подвергается на заготовительном предприятии

гидростатическому испытанию в соответствии с "Правилами устройства и

безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Приборы КИП и

автоматизации, предназначенные для установки на блоках, поставляются на

котельную вместе с блоком в таре, соответствующей правилам упаковки

предприятия-изготовителя этих изделий.

Штуцера, бобышки, а также присоединительные концы трубопроводов на

период транспортировки и хранения блока закрываются пробками или

заглушками.

4.3. ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫЕ РАБОТЫ

Изготовленный, собранный в блок из секций и испытанный на

заготовительном предприятии монтажной организации водоподогреватель

грузится в автомобиль, доставляющий его к месту монтажа, существующими в

цехе сборки грузоподъемными механизмами: тельфером, карнбалкой или лебедкой

через промежуточный блок. При погрузке необходимо соблюдать требования

такелажных работ, которые предусматривают обеспечение исправности и

целостности водоподогревателя. После погрузки водоподогревателя в

автомобиль его необходимо закрепить, чтобы при транспортировке он не

получил повреждений. Блок водоподогревателя доставляется на объект монтажа

вместе с сопровождающей документацией: монтажные чертежи с детализацией

отдельных узлов и деталей; комплектующаю ведомость с наименованием деталей

и их размеров; акты заводских испытаний.

Доставленные водоподогреватели принимаются по акту. Для разгрузки

водоподогревателя, а также его монтажа, используется автомобильный кран МКА-

16.

В качестве грузозахватных приспособлений используется съемные гибкие

стальные канаты (стропы), которые соответствуют необходимой

грузоподъемности; удобной строповки; надежности захвата; недопустимости

повреждения водоподогревателя.

4.4. ТЕХНОЛОГИЯ МОНТАЖА

Установка блока водоподогревателя производится автокраном МКА-16 "с

колес" в соответствии с проектом производства работ (ППР) и графиком

совмещенных работ, согласованных с генподрядчиком.

Последовательность рабочих операций при монтаже транспортабельного блока

водоподогревателя:

- строповка;

- подъем блока краном;

- установка блока на фундаментное основание;

- закрепление блока к фундаментным болтам гайками;

- присоединение блока к трубопроводам теплоснабжения (пара,конденсата) и

водоснабжения на сварке;

- установка регулирующего клапана на месте фланцевого патрубка;

- установка термометров и манометров.

Работы по монтажу блоков водоподогревателей выполняет звено в составе

трех человек.

4.5. ИСПЫТАНИЕ И ПУСК ВОДОПОДОГРЕВАТЕЛЯ В РАБОТУ

Перед испытание смонтированного водоподогревателя проводится контроль

качества применяемых материалов, трубной заготовки, соответствие их

техническим условиям,ГОСТам, проектным типам и марка.

Осуществляется внешний осмотр оборудования на предмет отсутствия

дефектов,законченности монтажа. Проверяется визуально качество сварных

швов, прочность и плотность резьбовых и фланцевых соединений при установке

КИП и регулирующего клапана.

Для проверки прочности и плотности производят гидравлические испытания

водоподогревателя. Водоподогреватели испытываются давлением равным 1,25

рабочего, но не менее (рабочее давление +0,3)МПА отдельно для нагреваемой и

нагревающей части в течении 5 мин., а после оно снижается до максимального

рабочего. Падение давления в течении 5 мин. под пробным давлением должно

быть не более 0,02МПа.

При испытании водоподогревателя на плотность воздухом все соединения

обмазывают мыльной эмульсией и по выявлению мыльных пузырей судят о

неплотности соединений.

Водоподогреватели по окончании монтажных работ и испытаний на прочность

и плотность принимаются Государственной комиссией, или ведомственной.

После принятия Государственной или ведомственной комиссией производится

комплексное испытание водоподогревателя в течении 72 ч. при проектных

параметрах теплоносителя и номинальной производительности. Об окончании

комплексного испытания составляется акт, к которому прилагается ведомость

дефектов, выявленных при опробывании.

4.6. ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТЫ ПРИ МОНТАЖЕ

Потребность в оборудовании, инструментах и приспособления при монтаже

водоподогревателя приведена в таблице 4.1.

Таблица 4.1.

Ведомость инструментов

|№№ пп|Наименование |Марка, ГОСТ, |Кол-во шт. |Техническая |

| | |ТУ | |характеристика|

|1 |2 |3 |4 |5 |

|1. |Молоток слесарный |ГОСТ2310-77 |1 |Масса 0,8кг |

|2. |Зубило слесарное |ГОСТ17211-82 |1 |(=0,2м |

|3. |Рулетка измерительная |ГОСТ7502-80 |1 |Цена деления |

| |металлическая | | |1мм |

|4. |Уровень строительный |ГОСТ9416-83 |1 |(=0,3м |

|5. |Отвес |ГОСТ17948-80 |1 |- |

|6. |Ключ трубный рычажный |ГОСТ18981-82 |1 |- |

|7. |Ключ гаечный |ГОСТ2839-80 |2 |М 16х18 |

| |двусторонний 24х27 | | | |

|8. |Набор инструмента |ТУ 36-1162-81 |1 | |

| |электросварщика ЭНИ-300| | | |

|9. |Сварочный трансформатор|- |1 | |

| |ТС-300 | | | |

|10. |Кабель сварочный (75м) |ГОСТ6731-77 |1 |1х50мм2 |

|11. |Кабель силовой (20м) |ГОСТ13497-77 |1 |3х6мм2 |

|12. |Щиток электросварщика |ГОСТ12.4.035-7|1 | |

| | |8 | | |

|13. |Строп канатный с крюком| |4 |=1.6м |

4.7. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ МОНТАЖЕ ВОДОПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Работу по монтажу водоподогревателей необходимо вести согласно ППР,

обратив особое внимание на его безопасное перемещение краном (строповка,

подъем, опускание в монтажный проем, установка на фундамент, расстроповка,

подъем крюка и строп через монтажный

проем).

Сварочные аппараты должны быть занулены или заземлены, а в нерабочее

время обесточены.

При работе трубными гаечными ключами нельзя надевать отрезки труб на

ручки ключей и применять металлические подкладки под губки ключей.

5. А В Т О М А Т И К А

АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ И ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ КОТЛОАГРЕГАТА

КЕ-25-14С

Проектом предусмотрено автоматическое регулирование основных

технологических процессов с применением регулирующих приборов системы

"Контур" с электрическими исполнительными механизмами (ИМ) типа МЗОК,

выпускаемыми Московским заводом тепловой автоматики (МЗТА). Предусмотрено

дистанционное управление ИМ со щита управления.

Для котлоагрегата предусмотрено регулирование процесса горения и

поддержание постоянного уровня в барабане котла. Регулирование процесса

горения осуществляется тремя регуляторами: (топлива,воздуха и разрежения).

Регулятор топлива получает импульс по давлению в барабане котла и

изменяет расход топлива к котлу, поддерживая давление пара в барабане

заданным.

Регулятор воздуха, работающий по схеме "топливо-воздух",получает

импульсы от датчика перемещения ИМ регулятора топлива и по перепаду на

воздухоподогревателе и изменяет расход воздуха к котлу.

Регулятор разрежения получает импульс по разрежению в топке и

поддерживает его постоянным.

Регулятор уровня получает импульс по уровню в барабане котла и, изменяя

расход питательной воды, поддерживает уровень в барабане котла постоянным.

Для вспомогательного оборудования предусмотрены следующие регуляторы:

1. Давление пара в питательном деаэраторе. Регулятор получает импульс по

давлению в деаэраторе и воздействует на изменение расхода пара к

деаэратору, поддерживая давление пара в нем постоянным;

2. Уровня воды в питательном деаэраторе. .Регулятор получает импульс по

уровню в деаэраторе и воздействует на изменение расхода химочищенной воды к

деаэратору, поддерживая уровень в баке постоянным;

3. Давление в питательной магистрали. Регулятор получает импульс по

давлений в питательной магистрали перед котлами и воздействует на изменение

расхода питательной воды в линии рециркуляции, поддерживая давление в

питательных магистралях постоянным;

4. Давление пара за РУ. Регулятор получает импульс по давлению пара за

РУ и воздействует на изменение расхода пара, поддерживая давление пара за

РУ постоянным;

5. Давление пара и уровня в деаэраторе горячего водоснабжения,

работающие по схемам аналогичным деаэратору питательной воды (см.п.п.1.2.);

6. Температуры прямой сетевой воды. Регулятор получает импульс по

температуре воды в подающей магистрали и изменяет расход из обратной линии

теплосети в прямую, поддерживая заданную температуру в теплосети;

7. Подпитки тепловой сети. Регулятор получает импульс по давлению воды в

обратной линии теплосети и воздействует на изменение расхода подпиточной

воды, поддерживая постоянным давление обратной сетевой воды;

8. Уровня воды в пароводяных подогревателях сетевой установки. Регулятор

получает импульс по уровню конденсата и воздействует на изменение расхода

конденсата, поддерживая уровень в подогревателях постоянным - регулятор

прямого действия;

9. Давления циркуляционной воды сети горячего водоснабжения. Регулятор

получает импульс по давлению в обратном трубопроводе и воздействует на

изменение расхода воды в баки-аккумуляторы, поддерживая давление в обратном

трубопроводе постоянным - регулятор прямого действия.

Схема защиты котла обеспечивает отключение тягодутьевых установок и

пневмомеханических забрасывателей:

- при понижении давления воздуха под решеткой;

- при уменьшении разрежения в топке;

- при отклонении уровня воды в барабане;

- при исчезновении напряжения в цепях защиты.

Схема предусматривает запоминание первопричины аварийной

остановки котла и приведение схемы в исходное состояние кратковре-

менным включением тумблера "Т".

При отклонении контролируемого параметра от заданного значения или

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5