Проект пароводогрейной производственно-отопительной котельной на твердом топливе в г. Ангарск

Подбирают стандартные размеры дымоходов, d м и F,м2/3) Определение скорости движения воздуха на участках по формуле:, м/с – площадь сечения принятого стандартного воздуховода, м24) Определение потерь давления на трение., Па5,00где - коэффициент гидравлического трения, принимаем для стальных труб и газоходов, диаметр которых не больше 2 м, то ;– длина участка, м; - внутренний диаметр газохода, либо эквивалентный диаметр для газоходов прямоугольного сечения, м; - плотность дымовых газов, при температуре после котельного агрегата (245 0С, по паспортным данным): - скорость дымовых газов в газоходах и дымовых трубах, м/с.5) Определение потерь давления на местные сопротивления на расчетных участках., Па,13,4364,68101,58где: – сумма коэффициентов местных сопротивлений.6) Определение суммарных потерь давления на расчетных участках., Па=5+112,99=117,99=4+64,68=186,671,12+74,19=261,98=11,54+13,43=24,97=5+101,58=106,58106,58=Допустимая невязка, м/у участками - 10%.Все расчеты сведены в Таблицу 5 «Аэродинамический расчет»Рис9. Расчетная схема для аэродинамикиТаблица 5 «Аэродинамический расчет»№ участкаL,м3/чd, мF,м2v, м/сλl,мρΣζ∆РL,Па∆РM,Па∆Руч,Паневязка,%1356789101112131415основная магистраль 1-2210800,800,5011,660,028,000,841,985,00112,99117,99 2-3421601,151,0411,280,025,800,841,214,0064,6868,68 4-3843201,602,0111,660,023,700,841,301,1274,1975,31 дымовая труба843201,702,2710,320,0245,000,840,3011,5413,4324,97 ответвление 5-2 5-2210800,800,5011,660,028,000,841,785,00101,58106,589,67  боковые ответвления 6-3 6-7210800,800,5011,660,028,000,841,985,00112,99117,99 7-3421601,151,0411,280,025,800,841,214,0064,6868,670,00боковые ответвления 8-7 8-7210800,800,5011,660,027,500,841,785,00101,58106,589,67Невязка меньше 10%, условие выполняется.Расчет температурного удлиненияна участке №1, 5, 6, 8. мм.где: α- коэффициент температурного расширения (для углеродистой стали α=12х10-6К-1); l-длина участка трубопровода (7.5 м);Δt-разность температуры теплоносителя и температуры наружного воздуха, при которой производится монтаж трубопроводов.На участке № 2,7 мм.На участке № 9мм.Устанавливаем компенсаторы в соединение между котельным агрегатом и газоходом, между газоходом и дымовой трубой.6. Расчет себестоимости отпущенной теплоты1.Установленная мощность котельной(МВт):=100*2=200 МВт.0,01*150=1,52. Годовой отпуск теплоты на отопление (ГДж/год)=24*0,0036*120601*224=233,4*103где - средний расход теплоты за отопительный период на нужды отопления, кВт, - продолжительность отопительного периода, сут.3. Годовой отпуск теплоты на вентиляцию (ГДЖ/год)=0,0036*16*5*10*224=64,5*103где - средний расход теплоты на вентиляцию, кВт, Z- усредненное за отопительный период число часов работы вентиляции в течении суток. 4. Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение (ГДж/год)24*0,0036*6,8*103*224+24*0,0036*4,45*103(350-224)=181*1035. Годовой отпуск теплоты от котельной(ГДж/год)=(2334+181+64,5)=257,96. Годовая выработка теплоты котельной=2793,47. Число часов использования установленной мощности котельной в году(ч/год)11,18.Удельный расход топлива на 1 ГДж отпущенной теплоты Натурального9.Годовой расход топлива котельной:0,042*257,9=10,8Натурального, тн/год0,31*257,9=79,910. Установленная мощность токоприемников=17,5*200=3500 кВт11. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной(кВт*ч/год)3500*8400*0,7=20580*10312. Годовой расход воды котельной(т/год)=24*224* 13,9+24(350-224)=77,713. Удельный расход сырой воды на один гигаджоуль отпущенной теплоты (т/ГДж)Топливная составляющая зависит от количества израсходованного топлива , его цены, транспортных затрат и определяется по формуле( руб./год)1.Годовые затраты на топливо:19939(40+1,27)=823*1032.Годовые затраты на электроэнергию33. Годовые затраты на использованную воду92,57*103*0,05=4,63*1034. Годовые затраты на амортизационные отчисления *649,6*103+=109,97*1035. Годовые затраты на текущий ремонт0,2*109,97*103=21,99*1036. Годовые затраты на заработную плату эксплуатационного персонала котельной 0,6*69,6*1800=75,67. Прочие суммарные расходы0,3(109,97+21,99+75,6)*103=62,27*1038.Годовые эксплуатационные расходы по котельной(882,87+114,59+4,63+109,97+21,99+75,6+62,2)*103=1211,929. Себестоимость отпущенной теплотыВ том числе топливная составляющая 3,510. Рентабельность капиталовложений 11. Приведенные затраты на 1 ГДж отпущенной теплоты 5,1+0,12*5,9 руб/гДжЛитератураСНиП II-35-76 Котельные установки. – М.: Госстрой России, 1999 г. с изменением № 1.СНиП 23-01-99. Строительная климатология. / Госстрой СССР. − М.: Стройиздат, 2002 г. −№164.СНиП 41-02.2003. Тепловые сети. / Госстрой России от 24.06.2003 г. № 110ПБ 10-573-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 11.06.2003 № 90. Москва, 2003..