Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Расчет системы теплоснабжения молочноперерабатывающего предприятия в городе Воронеж

Курсовая Купить готовую Узнать стоимостьмоей работы

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. Себестоимость вырабатываемой в котельной теплоты является важнейшим экономическим… Читать ещё >

Расчет системы теплоснабжения молочноперерабатывающего предприятия в городе Воронеж (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Аннотация
  • 1. Введение
  • 2. Характеристика системы теплоснабжения предприятия
  • 3. Расчетная часть
    • 3. 2. Расход горячей воды

    3.3. Расход пара и теплоты на нагрев воды в пароводяных подогревателях системы горячего водоснабжения…11

    3.4.Расход теплоты и пара на отопление для средней температуры за отопительный период…13

    3.5.Расход теплоты на отопление в наиболее холодную пятидневку…13

    3.6.Расход теплоты и пара на вентиляцию для средней температуры за отопительный период…13 3.7. Баланс потребления предприятием теплоты и пара в сезон переработки сырья…14

    4. Расчет почасовых расходов и построение графиков потребления теплоносителей предприятием…16

    4.1.Расход горячей воды по предприятию…15

    4.2.Расход пара на технологические нужды…15

    4.3.Расход пара на выработку горячей воды…16 4.4.Расход пара на нужды отопления и вентиляции…16 4.5.Расход пара, отпускаемого сторонним потребителям…16

    4.6.Расход пара на собственные нужды котельной и топливного хозяйства…16

    4.7.Возврат конденсата…16

    5. Результаты расчетов почасовых расходов теплоносителей…19

    6. Подбор теплогенерирующего и вспомогательного оборудования котельной…23

    6.1. Фильтры химводоподготовки подпиточной воды…24

    6.2. Деаэраторы…25

    6.3. Экономайзеры…26

    6.4.Дутьевые вентиляторы…27

    6.5.Дымососы…25

    6.6.Водоподогреватели системы отопления и горячего водоснабжения предприятия…27

    6.7.Баки-аккумуляторы горячей воды…28

    6.8.Насосы системы горячего водоснабжения…28

    6.9.Насосы системы отопления…29

    6.10Конденсатные насосы. …29

    6.11.Конденсатные баки…29

    6.12.Теплопроводы…30

    7. Показатели работы котельной…36

    7.1.Необходимая максимальная часовая теплопроизводительность котельной…35

    7.2.Номинальная часовая теплопроизводительность котельной…35

    7.3.Годовая теплопроизводительность котельной…35

    7.4.Фактический коэффициент полезного действия котельной…36

    7.5.Средний коэффициент полезного действия котельной…36

    7.6.Максимальный часовой расход топлива…37

    7.7.Годовой расход натурального и условного топлива…37

    7.8.Удельный расход натурального и условного топлива на выработку теплоты…37

    7.9.Испарительная способность натурального и условного топлива …37

    8.Себестоимость отпускаемой теплоты…39

    8.1. Годовые затраты на топливо…38

    8.2. Годовые затраты на воду…38

    8.3. Годовые затраты на электроэнергию…39

    8.4. Годовые затраты на амортизацию…39

    8.5. Годовые затраты на текущий ремонт зданий и оборудования котельной…39

    8.6. Годовые затраты на заработную плату…40

    8.7. Годовые затраты на страховые отчисления…40

    8.8. Прочие затраты…40

    8.9. Годовые эксплуатационные расходы…40

    8.10. Ожидаемая себестоимость теплоты и пара…40

    Литература…42

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.

Показать весь текст

Список литературы

  1. С.И., РуденкоГ.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.
Заполнить форму текущей работой
Купить готовую работу

ИЛИ