 |
|
МЕНЮ
|
Разработка и строительство котельнойl - 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 Dt=(Dtб-Dtм)/ln(Dtб-Dtм)=(82,66-10)/ln(82,66/10)=34,44оС Где Dtб - большая разность температур = 165-82,34 = 82,66 °С Dtм - 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 Dhмтр=(0,04*4/0,019559+11,03)*(0,1262*1000)/2*2=305 Па где L - длина одного хода подогревателя, L=4м wмтр - скорость воды в межтрубном пространстве, wмтр=0,126м/с (из теплового расчета водоводяного подогревателя) r=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: wтр=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: Dt=(82,66-15)/(82,66/15)=39,64 оС где Dtб - большая разность температур Dtб=165-82,34=82,66 оС Dtм - меньшая разность температур Dtм=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 a1=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: a2=А1*1,163*w0,8тр/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/a1+0,001/l+1/a2)=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: Dh=Dhтр+Dhмс=(l*L/dэ*Z+åò)*wтр*r/2=(0,04*3/0,014*4+13,5)*1,72*1000/2=69050 Па где Dhтр - потери напора на трение Dhмс - потери напора на местные сопротивления l - коэффициент трения, принимаемый при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости = 0,0002м равным 0,04 r-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 åò - 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 åò =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 åQвырг=åQгтп+åQсн (3.1) где Qгтп - годовая отпущенная тепловая энергия, Qсн - годовой расход тепловой энергии на обственные нужды котельной, Qсн = 15*Qот åQгтп=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 åQгопт - годовая отпущенная тепловая энергия åQсн - годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной åQсн=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 / hку * Qрн где Кпт – коэффициент, учитывающий потери топлива для угля - Кпт =1,07; для газа дегазации Кпт =1,05 hку - к.п.д. брутто котельной, для угля hку =83,96%, для газа hку =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 руб за 1т Стоимость газа дегазации 84,4 руб. за 103 м3 4.Цена за воду 0,560 руб. за 1м3 для шахтных котельных 5.Цена за 1 кВт/ч потребляемой электроэнергии Сд=0,06 руб., а за 1 кВт установленной мощности Сд=0,07 руб. 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 руб. 9.Установленная мощность котлоагрегатов. Qуст=28,91 МВт (табл. 1.3) 10.Годовой расход воды, м3 Свг=Сзсв*nоп+Слсв(8400-nhоп) 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 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
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.руб.. и на оборудование - 16,2 тыс.руб.. И тогда все строительно-монтажные работы котельной при работе на газе-дегазации составят 157,04 тыс.руб., а стоимость оборудования составит 1872,92 тыс.руб. Таблица 3.2 Расчет договорной цены на строительство котельной
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Copyright © 2012 г.
При использовании материалов - ссылка на сайт обязательна.