Расчет системы теплоснабжения молочноперерабатывающего предприятия в городе Воронеж

Конденсатные баки подбираются для режима непрерывной подачи конденсата в котельную или на ТЭЦ. В тепловой схеме целесообразно предусмотреть установку двух баков вместимостью не менее 50% от максимальной расчетной.

Расчетная вместимость конденсатных баков определяется по аналогии с расчетом баков-аккумуляторов горячей воды путем сравнения интегрального графика выхода конденсата и его среднего выхода.

Интегральный график выхода конденсата приведен на Рис. 4

м Геометрический объем конденсатных баков с учетом запаса равен

м Из условия необходимости 2х баков: м Выбираются 2 бака типа Т40.

02.00. 000СБ с м3.

Перечень основного выбранного оборудования приведен в таблице 6.

Таблица 6.

№ Наименование Обозначение Произв. Кол. 1 Котлоагрегат паровой твердотопливный КЕ-6,5−14С 6,5т/ч 3 2 Экономайзер ЭП2−236 3 3 Дымосос ДН-9 3 4 Вентилятор дутьевой ВДН-8 3 5 Фильтр натрий-катионный 2 6 Деаэратор ДА-15 1 7 Водоподогреватель системы отопления ПП-I-9−7-IV 2 8 Водоподогреватель системы горячего водоснабжения ПП-I-9−7-IV 2 9 Бакаккумулятор для горячей воды Т.

40.01.

00.000СБ Тип 1 1 10 Бак-аккумулятор для конденсата Т.

40.01.

00.000СБ Тип 1 1 11 Насосы системы отопления КМ -20/18 20м3/ч 2 КМ-8/18 8м3/ч 1 12 Насосы системы горячего водоснабжения КМ -20/18 20м3/ч 2 КМ 8/18 8м3/ч 1 13 Насос перекачки конденсата Кс-20−50 20м3/ч 2

6.

12.Теплопроводы.

Расчет наружных тепловых сетей заключается в определении диаметров теплопроводов (паропровода и трубопровода горячей воды в производственный корпус, конденсатопровода, паропровода и конденсатопровода сторонних потребителей), толщины слоев тепловой изоляции, удельных потерь теплоты. Эти расчеты основываются на максимальных часовых расходах теплоносителей.

Внутренний диаметр трубопровода:

где, м3/с — секундный объемный расход теплоносителя, протекающего по

трубопроводу;

п =35м/с — допускаемая скорость для влажного насыщенного пара; 30…40, воды 2…2,5;

ω в =2,25м/с — то же для воды;

ω к =1,25м/с — то же для конденсата.

Для пара Секундный объемный расход влажного насыщенного пара:

=0,333м3/с,

где =θн.х = 0,133м3/кгудельный объем влажного насыщенного пара;

Дс=8,99/3600 = 2,5кг/с — максимальный расход пара на технологические нужды;

м/кг,, м/с Тогда dвн=0,076 м.

По расчетному значению выбирается теплопровод с параметрами:

м, м, м.

Для горячей воды м/с

dвн=0,064 м м, м, м.

Для конденсата м/с м, м, м.

Толщина теплоизоляционного слоя наружных теплосетей определяется из уравнения:

где — наружный диаметр трубопровода, м;

— коэффициент теплопроводности теплоизоляции, Вт/(м К);

— соответственно температуры теплоносителя, поверхности изоляционного слоя и

окружающего воздуха, °С;

— коэффициент теплоотдачи от изолированного теплопровода к окружающему

воздуху, Вт/(мК).

Температура поверхности изолированных теплопроводов не должна превышать 35…45 °С.

Расчет толщины теплоизоляционного слоя производится по температуре наружного воздуха в наиболее холодную пятидневку года.

Коэффициент теплоотдачи от поверхности изолированного теплопровода к окружающему воздуху рассчитывается по эмпирической формуле, Вт/(м К):

°С, °С, тогда

Вт/(м К).

Для паропроводов с °С, в качестве теплоизоляционного материала целесообразно применить минеральную вату в форме полуцилиндров, имеющую следующие характеристики:

кг/м, Вт/(м К), °С, при =0,34, =1,3, т. е., а м.

По расчетному значению принимается стандартная толщина слоя тепловой изоляции м.

Для трубопроводов горячей воды с °С в качестве теплоизоляционного материала может быть применен войлок отеплительный с характеристиками:

кг/м, Вт/(м К), °С

, ,

ам (принимается м).

Для теплоизоляции конденсатопроводов с °С применен войлок отеплительный с кг/м, Вт/(м К), °С

, ,

м (принимается м) Удельные потери теплоты наружными теплопроводами:

=Вт/м,

где — коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке трубы, Вт/(мК;

Вт/(м К) — коэффициент теплопроводности стального трубопровода.

Для паропровода:

Вт/(мК);

Для трубопровода горячей воды:

Вт/(мК);

Для конденсатопровода:

Вт/(мК)

Снижение энтальпии для каждого из теплоносителей при их транспортировке по наружным теплосетям:

=кДж/кг,

где 100−200м — протяженность теплосети между котельной и производственными

корпусами;

— максимальный расход соответствующего теплоносителя, кг/с.

Для пара

кДж/кг Степень увлажнения пара, обусловленная потерями теплоты в окружающую среду, %:

кДж/кг — теплота парообразования при давлении, кДж/кг.

%

Для горячей воды кДж/кг Снижение температуры воды (конденсата),°С:

;

°С.

Для конденсата:

кДж/кг;

°С.

7. Показатели работы котельной

Работа котельной характеризуется следующими среднечасовыми и максимальными часовыми технико-экономическими показателями:

— теплопроизводительность;

— расход топлива;

— годовая теплопроизводительность;

— годовое потребление топлива;

— номинальный КПД котлов (брутто);

— фактический КПД котлов (нетто);

— испарительная способность топлива;

— удельный расход натурального топлива на выработку теплоты;

— удельный расход условного топлива на выработку теплоты.

Указанные характеристики зависят от:

— вида топлива;

— параметров работы котельных установок;

— режимов загрузки установленных мощностей котлоагрегатов.

7.1 Необходимая максимальная часовая теплопроизводительность котельной:

=32,08ГДж/ч, где — максимальное потребление пара, т/ч;

— энтальпия вырабатываемого пара, кДж/кг;

— энтальпия питательной воды, кДж/кг;

— энтальпия котловой воды, кДж/кг;

=6% - доля непрерывной продувки котлов;

7.2 Номинальная часовая теплопроизводительность котельной:

=43,98ГДж/ч, где — номинальная производительность выбранных котлов, т/ч;

=3 — количество рабочих котлов.

7.3 Годовая теплопроизводительность котельной.

Годовой расход теплоты на технологические нужды:

=152 795ГДж/год, где =580 — число рабочих смен в год для молочных заводов;

= 0,80−0,85 — средние за год коэффициенты загрузки производственных

мощностей для молочных заводов.

Годовой расход теплоты на нужды горячего водоснабжения:

=7260ГДж/год;

Годовой расход теплоты на отопительные нужды:

=5906ГДж/год, где =165 — число смен, в течение которых отапливаются здания предприятия (определяется по

продолжительности отопительного периода для г. Воронеж);

=0,725 — коэффициент, учитывающий снижение расходов теплоты на отопительные нужды за

счет прерывистого отопления в выходные дни и нерабочие смены;

Годовой расход теплоты на нужды вентиляции:

=5376ГДж/год;

Годовой расход теплоты сторонним предприятиям:

Qстгод=Qст∙Zсмст ∙0,8 =39 816ГДж/год;

Годовой расход теплоты на собственные нужды котельной:

Qснгод=6029ГДж/год;

Суммарная годовая теплопроизводительность источника теплоты:

Qгод=217 182ГДж/год.

7.4 Фактический коэффициент полезного действия котельной (брутто)

с учетом средней загрузки находящихся в эксплуатации

котлоагрегатов и необходимости работы их в состоянии

«горячего резерва»:

=0,88,

где =0,91 — КПД (брутто) котлов;

= 0,06 — поправочный коэффициент (для котельных, работающих на природном газе);

=0,46 — средний коэффициент загрузки эксплуатируемых котлоагрегатов,

где

Д=71,47т/см — выработка пара, т/см;

Дн=6,5т/ч номинальная производительность котла, т/ч;

=3- число котлов.

7.5 Средний КПД (нетто) котельной :

=0,86.

7.6 Максимальный часовой расход топлива:

∙ 103=943м3/ч,

где =35,8МДж/кгнизшая теплота сгорания топлива.

7.7 Годовой расход натурального топлива: и условного :

=6.

894.

000м3/год;

=8.

423.

131кг/год,

где 29 300кДж/кг — низшая теплота сгорания условного топлива.

7.8 Удельный расход топлива на выработку теплоты Натурального топлива: и условного топлива на выработку теплоты, м3/ГДж:

b=Вгод /Qгод=31,74 м3/ГДж;

bу=b∙Qнр/29 300=38,78кг/ГДж.

7.9 Испарительная способность:

— натурального топлива:

U=Дчmax/Вчmax=11,03;

— условного топлива:

Uу=U∙29 300/Qнр =9,03.

8. Себестоимость теплоты

Себестоимость вырабатываемой в котельной теплоты является важнейшим экономическим показателем, характеризующим эффективность работы теплового хозяйства предприятия. Себестоимость теплоты используется также при калькуляции себестоимости производимой на предприятии теплоемкой технологической продукции.

В зависимости от исходных данных рассчитывается «отчетная» и «плановая» себестоимость теплоты.

Отчетная себестоимость определяется на основании фактических затрат на выработку пара и горячей воды за предшествующий период. Плановая себестоимость на последующий календарный период определяется на основании планов производства продукции и технико-экономических нормативов для обоснования необходимых затрат на эксплуатацию теплового хозяйства. Отчетная себестоимость теплоты определяется ежеквартально. При обосновании плановой себестоимости теплоты расчеты производятся на календарный период длительностью в один год.

8.

1. Годовые затраты на топливо

Стоимость топлива, необходимого для котельной:

=3.

860.

640руб/год,

где =560руб/тыс.

м3- стоимость газообразного топлива при

нормальных условиях).

Стоимость топлива для различных экономических регионов страны определяется по действующим прейскурантам (например № 09−01, 04−03 и др.), которые будут изменяться в зависимости от условий работы предприятий топливной промышленности и формирования рыночных отношений в топливно-энергетическом комплексе страны.

8.

2. Годовые затраты на воду

Стоимость воды, потребляемой котельной:

=290 949руб/год,

где =32 328м3/год — годовое потребление воды на нужды горячего

водоснабжения;

=9руб/м3 — стоимость воды с учетом затрат на очистку сточных вод и эксплуатацию

системы канализации

=31 659м3/годгодовое потребление воды на нужды горячего

водоснабжения;

=22 305м3/год — годовое потребление химически очищенной воды,

где =0,9 — среднегодовой коэффициент загрузки системы теплоснабжения;

8.

3. Годовые затраты на электроэнергию Стоимость потребляемой электроэнергии:

=1.

346.

528руб/год,

где =641 688кВт.ч/год — годовое потребление электроэнергии;

=2руб/(кВт.ч) — стоимость электроэнергии для трансформаторных подстанций

предприятий мощностью до 750 кВ. А, оплачиваемой по

одноставочному тарифу (тарифу, установленному в энергосистеме

на 1 кВт. ч, отпущенный потребителю).

=3,1кВт.ч/ГДж — удельный расход электроэнергии на выработку

теплоты (1), выбирается по рассчитанному Qном=44,61ГДж/ч;

8.

4. Годовые затраты на амортизацию

Амортизационные отчисления:

=1.

887.

929руб/год,

где =276 282,36руб/год -амортизация зданий;

=30% - доля капитальных затрат, приходящаяся на стоимость зданий;

=3% - норма амортизации зданий;

= 30 698 040руб — капитальные затраты на строительство котельной;

=366 000 руб.

ч/ГДж — удельные капитальные затраты;

=44,61ГДж/ч — установленная теплопроизводительность котельной;

=1.

611.

647руб/год — амортизация оборудования;

nоб=52% - доля капитальных затрат, приходящихся на стоимость оборудования;

nмон =18% - доля капитальных затрат, приходящихся на монтаж оборудования;

=6,5%- норма амортизации оборудования при сжигании малозольного твердого

топлива, (7,5% - при сжигании газа и малосернистого мазута, 10,5% - при

сжигании высокозольного твердого топлива и высокосернистого мазута);

8.

5. Годовые затраты на текущий ремонт зданий и оборудования котельной

Затраты на текущий ремонт зданий и оборудования котельной (20% от суммы амортизационных отчислений):

Стекрем =0,2∙Сам =377 586руб/год.

8.

6. Годовые затраты на заработную плату

Заработная плата работников котельной предприятия:

=6 992 820руб/год,

где =0,53чел.

ч/ГДж — коэффициент штатного персонала для Qном=44,61ГДж/ч (1);

руб./(год чел) — средняя заработная плата штатного работника котельной,

(определяется по средней заработной плате промышленных рабочих);

8.

7. Годовые затраты на страховые отчисления

Страховые отчисления:

=Сзп.(ссоцст +смедст)+симст.Куст= 1 912 619,83руб/год,

где ссоцст=26%, смедст=1%, симст=0,08% - соответственно отчисления в соцстрах (26% от суммы зарплаты), на медицинское страхование (1% от суммы зарплаты) и страхование имущества (0,08% от капитальных затрат на строительство котельной).

8.

8. Прочие затраты Прочие затраты, включающие затраты на спецодежду, охрану труда и другие, принимаются равными 3…5% от общей суммы остальных эксплуатационных затрат:

=706 941,67руб/год.

8.

9. Годовые эксплуатационные расходы:

=17 376 013руб/год.

8.

10. Ожидаемая себестоимость теплоты и пара

Годовая плановая себестоимость теплоты:

=80,01руб/ГДж;

Годовая плановая себестоимость пара:

=190,26руб/т,

где=91 330т/год;

h1=2671кДж/кг;

кДж/кг

1.Ноздрин С. И., Руденко

Г. С., «Системы теплоснабжения предприятий мясной и молочной промышленности»: Учебное пособие С-Пб: СПбТИХП, 1992. — 109 с.

2.Зах Р. Г., «Котельные установки», Москва, «Энергия», 1968 г. — 352 с.