Оборудование котла "Кригер" ОАО "Индиго"

Для дальнейшего расчёта сравним параметры дымовых газов с параметрами среднего состава, приведённые в таблице 21.

Расчетная скорость дымовых газов на входе во второй пучок находится по формуле:

w_г2=В_рV_г^д(t_кп1+273) (273 f_к2)^-1, м/с:

Для газа	Для щепы
1,54	1,98

Расчетная скорость дымовых газов на выходе из поворотного пучка находится по формуле для двух расчётных температур:

w'_г=В_рV_г^д(t'_зкп1+273) (273 f_к1=2)^-1, м/с;

w"_г=В_рV_г^д(t"_зкп1+273) (273 f_к2)^-1, м/с



	Для газа	Для щепы
w'г	0,80	1,32
w"г	0,63	1,04

Средняя скорость потока:

w'_гср=0,5 (w_г1+ w'_г) м/с.

w"_{г ср}=0,5 (w_г1+ w"_г) м/с.

	Для газа	Для щепы
w'гср	1,17	1,65
w"г ср	1,09	1,51

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от дымовых газов стенкам поверхностей нагрева:

б'_к=0,023лd^-1(w'_гср d/н)^0,8Рr^0,4С_t'С_lС_k Вт/м²К;

б «_к=0,023лd^-1(w»_гср d/н)^0,8Рr^0,4С_t"С_lС_k Вт/м²К,

	Для газа	Для щепы
б'к	18,43	42,02
б «к	12,76	29,08

где d=0,053 м - эквивалентный (внутренний) диаметр трубы;

С_t'=(Т_г/Т_ст)^0,5=[0,5 (t_кп1+273+ t'_кп1+273)/(t_пв +273)]^0,5=1,2 и

С_t»=(Т_г/Т_ст)^0,5=[0,5 (t_кп1+273+ t"_кп1+273)/(t_пв +273)]^0,5=1,14 - поправка, зависящая от температуры потока и стенки;

	Для газа	Для щепы
Сt'	2,56	2,37
Сt»	2,46	2,26

С_l=1,05 - поправка на относительную длину, она вводится в случае прямого входа в трубу без закругления при значении l/d<50 (в нашем случае среднее отношение l/d=38); поправку определяем по рис. 11.

С_k=1 - поправка вводится только при течении в кольцевых каналах с односторонним обогревом (внутренней или наружной поверхности).

Рис. 11 К определению поправки на относительную длину трубы

Степень черноты газового потока:

а'=1-е^-kрs;

	Для газа	Для щепы
а'	0,473	0,523
а»	0,483	0,532

а»=1-е^-kрs,

где k_Г рs= - суммарная оптическая толщина продуктов сгорания;

k' = Коэффициент поглощения лучей газовой фазой (трёхатомными газами - RО₂ и Н₂О):

k_г= k r_п=[(7,8+16 r_Н2О)/(10 р r_п S)^0,5 -1] (1-0,37Т_зт/1000) r_п1/(м·МПа);

р=0,11 - давление в газоходе, МПа;

s=3,6V_к1/F_стк1 =3,6·0,79/14,06=0,2 м - - эффективная толщина излучающего слоя, м.

V_к1=0,79м³ - объём газового пространства пучка;

F_стк1 =14,06м² - площадь поверхности нагрева.

Для нашего случая р_п s=0,027·0,173=0,005МПа м, r_Н2О=0,183 для газа и р_пs=0,0354·0,173=0,006МПа м, r_Н2О=0,26 - для щепы. Средняя температура потока для газа ?С:

	Для газа	Для щепы
Тср'	417	318
Тср»	365	268

Тогда для газа к'_г=32 (МПа)^-1и к"_г=33 (МПа)^-1, для щепы к'_г=37 (МПа)^-1и к"_г=38 (МПа)^-1

Температура загрязненной стенки труб:

Т_ст =t+ Дt_з =74,6+25+273=373°С.

При сжигании газа и щепы для всех поверхностей Дt_з = 25°С.

Коэффициент теплоотдачи излучением при сжигании газа и мазута:

б'_л = 5,67·10^-8·0,5 (б₃+1) а' Т'_Г ³[1 - (Т_з/Т'_Г)^3,6]/(1 - Т_з/Т'_Г) Вт/(м²·К);

б «_л = 5,67·10^-8·0,5 (б₃+1) а» Т"_Г ³[1 - (Т_з/Т"_Г)^3,6]/(1 - Т_з/Т"_Г) Вт/(м²·К),

где 5,67·10^-8 - коэффициент излучения абсолютно черного тела, Вт/(м²·К⁴); a_з - степень черноты загрязненных стенок лучевоспринимающих поверхностей; для поверхностей нагрева котлов б₃ = 0,8.



	Для газа	Для щепы
б'л	5,481	3,849
б «л	4,441	3,053

Суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания стенкам труб поверхности нагрева:

б'₁=о(б'_к+ б'_л) Вт/(м²·К);

б «₁=о (б «_к+ б «_л) Вт/(м²·К),

	Для газа	Для щепы
б'1	16,19	61,99
б «1	13,56	43,29

где о - коэффициент использования поверхности нагрева, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания её продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо неё и образования застойных зон.

Для поперечно омываемых пучков труб принимается о = 1, для сложно омываемых пучков - о = 0,95.

Для гладкотрубных экономайзеров и испарительных поверхностей тепловым сопротивлением со стороны нагреваемого теплоносителя пренебрегают, и коэффициент теплопередачи определяется по формуле:

k'= ш б'₁ Вт/(м²·К);

k»= ш б «₁ Вт/(м²·К).

	Для газа	Для щепы
k'	18,51	50,32
k»	14,50	35,12

Значения коэффициента ш =8 при сжигании газового топлива и древесных отходов.

Величина тепловосприятия поверхности нагрева, отнесенного к (1 кг) топлива:

Q'_к1= k'F_к1 10^-3Дt'/В_р, кДж/кг;

Q"_к1= k"F_к1 10^-3Дt»/В_р, кДж/кг.

	Для газа	Для щепы
Q'к1	11090,20	3823,10
Q"к1	9286,99	2670,06

При помощи графического построения определяем температуру за вторым конвективным пучком на рис. 14 и 15.

Температура за пучком для газа составляет t_з1к=172?С.

Энтальпии продуктов сгорания газа при б_т=1,15 за вторым пучком:

J_з1к =56506,4 - 25,91·(2100 - t_з1к)=6552кДж/кг.

Температура за пучком для щепы составляет t_зкп1=172?С.

Энтальпии продуктов сгорания щепы при б_т=1,35 за первым пучком:

J_з1к =11747 - 6,51·(1500 - t_з1к)=3103кДж/кг.

Тепловое выделение во втором пучке (действительное абсолютное):

Q_к2а= Q_ту В_к кВт.

	Для газа	Для щепы
Qк2а	173,5	194,1



Рисунок 14. Графическое нахождение параметров продуктов сгорания газа за вторым конвективным пучком

Рисунок 15. Графическое нахождение параметров продуктов сгорания щепы за вторым конвективным пучком

2.9 Расчёт воздухоподогревателя

В современных паровых и водогрейных котлах, особенно при сжигании влажных топлив, широко применяются воздухоподогреватели. Подача горячего воздуха в топку котлоагрегата ускоряет воспламенение топлива и интенсифицирует процесс его горения, уменьшая потери теплоты от химической и механической неполноты горения. Установка воздухоподогревателя позволяет также снизить температуру уходящих газов, что особенно существенно при предварительном подогреве питательной воды, поступающей в водяной экономайзер.

В пылеугольных топках горячий воздух используется для сушки топлива в процессе его размола и для транспортировки готовой пыли. В то же время установка воздухоподогревателя требует дополнительных капитальных затрат, увеличивает габариты котлоагрегата и сопротивление газового и воздушного тракта.

Температура подогрева воздуха выбирается в зависимости от способа сжигания и вида топлива. При сжигании каменных углей и антрацитов в слоевых топках температура подогрева воздуха не должна превышать 200°С, а для бурых углей необходим подогрев до 150-250°С

Продукты сгорания, поступающие в воздухоподогреватель, охлаждаются в нем медленнее, чем нагревается воздух. Так, в среднем при охлаждении продуктов сгорания на 1°К воздух нагревается на 1,15-1,45°К. Это обусловлено тем, что количество продуктов сгорания и их теплоемкость больше, чем у нагреваемого воздуха, и для достижения высокого подогрева воздуха при одноступенчатом подогреве потребовалась бы поверхность нагрева воздухоподогревателя весьма больших размеров. Поэтому при необходимости высокого подогрева в современных котлоагрегатах применяют двухступенчатый подогрев, размещая воздухоподогреватель в рассечку с водяным экономайзером.

За котлом установлен воздухоподогреватель прямого действия с использованием тепловой энергии уходящих газов.

Характеристики подогревателя:

Площадь поверхности нагрева: 3,95м^2;.

Температура воздуха на выходе: 40 - 70С.

При поверочном расчете существующего воздухоподогревателя перечисленные характеристики и его поверхность нагрева определяются из чертежей.

Расчет воздухоподогревателей производится в такой последовательности:

1. Определяем минимальный температурный напор на горячем конце воздухоподогревателя (°С)

Дt_гор = ы'_вп - t_гв =172-60=112°С,

где ы'_вп =172°С - температура продуктов сгорания на входе в воздухоподогреватель, известна из расчета предыдущей поверхности нагрева;

t_гв = 60°С - температура горячего воздуха, принята при составлении уравнения теплового баланса котлоагрегата,°С.

Дt_гор >(25-30)°С, это говорит о правильном выборе параметров.

2. Определяем тепловосприятие воздуха в воздухоподогревателе (кДж/кг или кДж/м³)

Q_вп = (б_г.в + Дб_вп/2) (I⁰_г.в - I⁰_вп),

где б_г.в-отношение количества горячего воздуха к теоретически необходимому,

б_г.в = б_т - Дб_т - Дб_пл, для работе на газе б_г.в =1,1, а на щепе б_г.в =1,3;

б_т, Дб_вп, Дб_пл - присосы воздуха в топку, воздухоподогреватель и системы топливоприготовления (определяются из табл. 10);

I⁰_г.в и I⁰_вп - энтальпия теоретического количества воздуха на входе в воздухоподогреватель и на выходе из него, определяется из табл. 18 для соответствующих температур, принятых при составлении уравнения теплового баланса котла.

			Для газа	Для щепы
Iхв	кДж/кг	1,016 V0 б схв tхв V0 из табл. 16	470	123
Iгв	кДж/кг	1,016 V0 б сгв tгв V0 из табл. 16	1527	296
Qвн	кДж/кг	Iгв - Iхв	10570	173

3. Из уравнения теплового баланса определяем энтальпию продуктов сгорания после воздухоподогревателя (кДж/кг):

I^"_вп = I^'_вп-Q_вп/ц+Дб_впI⁰_в.

Полученное значение I^"_вп сравнивается с предварительно принятым при составлении теплового баланса значением энтальпии уходящих газов. Если расхождение не превысит 0,5% располагаемой теплоты Q^p_р, то расчет выполнен правильно.

	Для газа	Для щепы
I'вп	6552,0	3102
I"вп	5473,4	2925,5
t"вп, ?С	131	145

4. В зависимости от взаимного движения воздуха и продуктов сгорания определяем температурный напор в воздухоподогревателе. При прямотоке и противотоке температурный напор определяем по уравнению:

Дt_прт=(Дt_б-Дt_м) / [2,3lg(Дt_б/Дt_м)],

Дt_прт=109,5?С для газа, Дt_прт=119 - ?С - для щепы.

где для газа Дt_б =113?С и Дt_м = 106?С - большая и меньшая разности температуры продуктов сгорания и температуры нагреваемого воздуха;

для щепы Дt_б =125?С и Дt_м = 113?С - большая и меньшая разности температуры продуктов сгорания и температуры нагреваемого воздуха;

5. Определяем скорость воздуха в воздухоподогревателе (м/с):

w_В= В_р б_г.в V⁰ (t_вср +273)/(F 273),

где для газа V⁰ =12,77м³/кг и для щепы V⁰ =2,82 теоретическое количество воздуха, необходимое для горения, берется из проведённого ранее расчёта в табл. 18;

б_г.в-отношение количества горячего воздуха к теоретически необходимому, определена ранее;

t =82,5 - среднеарифметическая температура воздуха на входе и выходе из воздухоподогревателя,°С;

F =0,047м² - площадь поперечного сечения для прохода воздуха.

	Для газа	Для щепы
wВ	5,57	7,83
Вр	0,0143	0,0771
бг.в	1,1	1,3
tвср	82,5	82,5
F	0,047	0,047
V0	12,77	2,82

6. Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева:

при продольном омывании

б_к = б_н с_ф с_l, (6.11) [32]

где для газа б_н =13,5Вт/м²К и для щепы б_н =18,8Вт/м²К - коэффициент теплоотдачи, определяемый по номограмме при продольном омывании - по рис. 12 [32];

с_ф =1,4 для газа и щепы - коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока, определяется: при продольном омывании труб - по рис. 12 [32];

с_l =1,1 - поправка на относительную длину, вводится при l/d =24<50 в случае прямого входа в трубу, без закругления; при продольном омывании продуктами сгорания поправка вводится для котельных пучков и не вводится для ширм (см. рис. 12) [32].

	Для газа	Для щепы
бк	20,79	28,95
бн	13,5	18,8
сф	1,40	1,4
сl	1,1	1,1

7. Определяем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт/(м²·К),

б₁= о (б_к + б_л),

где б_л =0 - коэффициент теплоотдачи излучением, для трубчатых воздухоподогревателей первой ступени (по ходу воздуха) принимается б_л=0;

о - коэффициент использования, при сжигании АШ, фрезерного торфа, мазута и древесного топлива принимается равным 0,8, а для всех остальных топлив - равным 0,85.

	Для газа	Для щепы
б1	17,67	23,16
о	0,85	0,8

8. Определяем коэффициент теплоотдачи от стенки поверхности нагрева к воздуху, Вт/(м²·К). При продольном омывании:

б₂ = б_н с_ф с_l,

где газа б_н =13,5Вт/м²К и для щепы б_н =18,8Вт/м²К - коэффициент теплоотдачи по номограмме.

	Для газа	Для щепы
б2	20,79	28,95
бн	13,5	18,8
сф	1,40	1,4
сl	1,1	1,1

9. Определяем коэффициент теплопередачи, Вт/(м²·К):

К= об₁б₂ /(б₁+ б₂),

	Для газа	Для щепы
К	8,84	11,58

10. При поверочном расчете (поверхность нагрева воздухоподогревателя известна) из уравнения теплопередачи определяем теплоту, воспринятая воздухом (кДж/кг),

Q_ВП =КН_ВП Дt/(10³ В_р).

	Для газа	Для щепы
QВП	267,25	70,60
НВП	3,95	3,95
Дt	109,5	119
Вр	0,0143	0,0771

По значению Q_ВП определяется энтальпия горячего воздуха после воздухоподогревателя (кДж/кг):

I⁰_Г.В= [Q_ВП /(б_г.в +Дб_вп/2)] + I⁰_ВП.

	Для газа	Для щепы
I0Г.В	713,0	177,3
бг.в	1,1	1,3

По величине I⁰_Г.В в из табл. 16 определяется температура горячего воздуха после воздухоподогревателя t_г.в.

t_г.в.=29?С - для газа и t_г.в.=52,5?С - для щепы.

11. Из уравнения теплового баланса определяем энтальпию продуктов сгорания выходящих газов после воздухоподогревателя (кДж/кг):

I^"_вп = I^'_вп-Q_вп/ц+Дб_впI⁰_в.

I'вп	6552	3102
I"вп	6279,3	3030,0
t"вп, ?С	161	161

2.10 Окончательный тепловой баланс котла

Окончательный тепловой баланс котла работающего на газа и на древесных отходах составляем для дальней шей оценки эффективности применения конденсационного утилизатора уходящих газов.

Окончательный тепловой баланс котла составляется после выполнения теплового расчёта. Целью теплового баланса является определение полученной производительности, коэффициента полезного действия по прямому и обратному балансам и невязки баланса.

При определении достигнутой полученной производительности котла учитывается тепло, воспринятое всеми поверхностями, в нашем случае:

лучевоспринимающей поверхностью Q_л,

конвективными поверхностями УQ_к,

Подогрев воздуха в конвективных поверхностях воздухоподогревателя Q_ВП напрямую в балансе не учитывается. В нашем случае это 0,6% от располагаемой теплоты.

Искомая производительность котла будет равна:

D=(Q_л + УQ_к)/(i_в1 - i_пв), кг/с.

Коэффициент полезного действия находим, как отношение теплоты, переданное газами во всех поверхностях нагрева (кроме газового воздухоподогревателя) к подведённой теплоте:

з_к=100 (Q_л + УQ_к)/(ВQ^P_p), %.

Невязка баланса определяется по формуле:

в тепловых единицах

ДQ = Q^P_pз_к - (Q_л + УQ_k) (1 - q₄/100), кВт

в процентах

дQ = 100ДQ/Q^P_p, %

Тепловой баланс котла работающего на газа и на древесных отходах сводим в таблицу 23.

Таблица 23. Таблица для проведения расчёта баланса котла

№ п/п	Наименование величины	Обозначение	Единица измерения.	Результат
				Для газа	Для щепы
1	Располагаемая теплота топлива	QPp	кДж/кг	48,75	9,71
2	Расход топлива	В	кг/с	0,0143	0,0771
3	Количество тепла, переданное в топке	Qл	кВт	29,15	18,14
4	Количество тепла, переданное в конвективном пучке	УQк	кВт	589	578
5	Энтальпия питательной воды	iпв	кДж/кг	251	251
6	Энтальпия воды за котлом	iгв	кДж/кг	313	313
7	Полная теплопроизводительность котла	Q'ВК	кВТ	620	620
9	Полученная теплопроизводительность котла	QВК	кВт	618	596
10	Коэффициент полезного действия	зк	%	88,6	79,6
11	Невязка баланса	ДQ	кДж/кг	2	24
		дQ	%	0,32	4,03
12	Энтальпия уходящих газов	Iуг	кДж/кг кДж/м3	6279,3	3030,0
13	Температура уходящих газов	tуг	°С	161	161

3. Выбор и проверочный расчет конденсационного утилизатора тепла продуктов сгорания

3.1 Выбор варианта утилизации тепла продуктов сгорания

Для обеспечения утилизации скрытой теплоты парообразования водяных паров из продуктов сгорания необходимо найти потребителя теплоты с начальной температурой не превышающей точку росы продуктов сгорания более 20?С. Для этого можно использовать часть сетевой воды из обратного трубопровода (см. рис. 3.1.), но при этом её необходимо до этого охладить до нужной температуры, подогревая воздух подаваемый в топку котла. Для нашего случая этот вариант не подходит из-за сложности переоборудования.

Так же можно использовать всю сетевую воду или её часть при двухступенчатым подогревом воды идущей на ГВС (см. рис. 3.2.). При этом необходимо определить оптимальный расход сетевой воды через подогреватель первой ступени, обеспечивающий требуемую температуру на входе в утилизатор.

Рис. 3.1. Схема теплоснабжения двухтрубная закрытая от парового котла с выработкой горячей воды для ГВС у потребителя в ЦТП и подогревом воздуха, идущего в топку: 1 - котёл; 2 - сетевой пароводяной подогреватель (или водогрейный котёл); 3 - конденсационный утилизатор КУ; 4 - аппаратура фильтрации, водоумягчения и деаэрации; 5 - питательный насос; 6 - сетевой насос; 7 - конденсационный горшок; 8 - контур отопления; 9 - контур ГВС: 10 - догреватель ГВС; 11 - циркуляционный насос ГВС; 12 - воздушный калорифер; 13 - регулировочный клапан.

Рис. 3.2. Схема теплоснабжения двухтрубная закрытая от парового котла с выработкой горячей воды для ГВС у потребителя в ЦТП: 1 - котёл; 2 - сетевой пароводяной подогреватель (или водогрейный котёл); 3 - конденсационный утилизатор КУ; 4 - аппаратура фильтрации, водоумягчения и деаэрации; 5 - питательный насос; 6 - сетевой насос; 7 - конденсационный горшок; 8 - контур отопления; 9 - контур ГВС: 10 - подогреватель первой ступени ГВС; 11 - подогреватель второй ступени ГВС.

Для работы утилизатора можно использовать холодную воду, идущую на ГВС, например как на рисунке 3.3. Такая схема пригодна только для открытых систем, что для нашего случая не подходит, так как требования изготовителей котла запрещают его использовать в открытых системах.



Рис. 3.3. Схема теплоснабжения двухтрубная открытая от парового котла с выработкой горячей воды для ГВС: 1 - котёл; 2 - сетевой пароводяной подогреватель (или водогрейный котёл); 3 - конденсационный утилизатор КУ; 4 - аппаратура фильтрации, водоумягчения и деаэрации; 5 - питательный насос; 6 - сетевой насос; 7 - конденсационный горшок; 8 - контур отопления; 9 - контур ГВС.

Для закрытых систем может быть использована схема рисунка 3.4. У неё недостаток в том, что она требует автоматизации или защиты утилизатора при остановке расхода ГВС. Это требует или установки аккумулирующих баков или сложную автоматику переключения потоков газа.

Рис. 3.4. Схема теплоснабжения четырёхтрубная закрытая от парового котла с выработкой горячей воды для ГВС: 1 - котёл; 2 - сетевой пароводяной подогреватель (или водогрейный котёл); 3 - конденсационный утилизатор КУ; 4 - аппаратура фильтрации, водоумягчения и деаэрации; 5 - питательный насос; 6 - сетевой насос; 7 - конденсационный горшок; 8 - контур отопления; 9 - контур ГВС: 10 - догреватель ГВС; 11 - циркуляционный насос ГВС

Для нашего случая оптимальным является вариант представленный на рис. 3.2. При этом необходимо произвести оценку возможных изменений температуры сетевой воды за подогревателем первой ступени и если она не обеспечивает требования для работы утилизатора, то рассчитать, какая часть сетевой воды должна идти через подогреватель первой ступени и затем в утилизатор.

С учётом этих требований составляем тепловую схему котельной, представленной на рисунке 3.5.

Рис. 3.5. Тепловая схема котельной

Эта схема обеспечивает автоматическое поддержание минимальной температуры перед утилизатором, пропуская через ТА1 необходимое количество сетевой воды. При этом во всех теплообменниках обеспечивается противоток, что улучшает теплообмен.

3.2 Расчёт потенциала экономии при использовании утилизатора и параметров подогревателя первой ступени подогрева ГВС

Из теплового отчёта за 2011 год:

Максимальный расход на ГВС в феврале, он составил 2,7м³/ч, минимальный в июле - 1,3м³/ч. Средний за год расход на ГВС составил 2,0м³/ч (0,56 кг/с).

Средняя годовая тепловая мощность, идущая на ГВС составила 313кВт.

Средняя годовая тепловая мощность, идущая на отопление составила 360кВт.

Суммарная средняя годовая тепловая мощность составила 673 кВт.

Для расчёта примем средние параметры за год.

Для нормальной работы дымовой трубы необходимо, чтобы температура на входе в неё была выше точки росы осушенных газов в утилизаторе - это с запасом можно принять t_У=60?С. Для обеспечения этой температуры параллельно утилизатору проводим обводной газоход с регулирующим шибером.

Параметры дымовых газов пере утилизатором:

Параметр	Размерность	Для газа	Для щепы
Iуг	кДж/кг	6279,3	3030
tуг	°С	161	161

Долю газов, идущая через байпас х_Б определим из баланса:

G_г t_У= G_г х_Б t_уг + G_г (1-х_Б) t_зук

х_Б= (t_У - t_зку)/(t_уг - t_зку)



	Для газа	Для щепы
хБ	0,229	0,229
tУ	60	60
tзку	30	30

Объёмы газов в продуктах сгорания для топлива газа и щепы из предыдущего расчёта сводим в таблицу24.

Парциальное давление водяных паров в продуктах сгорания для газа при температурах выше точки росы Р_Н2О=0,0183МПа.

Парциальное давление водяных паров в продуктах сгорания для щепы при температурах выше точки росы Р_Н2О=0,026МПа.

Таблица 24. Объёмы газов, нм³/кг

T, ?С	VRО2	V0N2	V0Н2О	(б-1) V0	VдГ
	Для газа	Для щепы	Для газа	Для щепы	Для газа	Для щепы	Для газа	Для щепы	Для газа	Для щепы
160 -55	1,366	0,446	10,10	2,23	2,84	1,23	1,28	1,85	15,61	4,76

При температуре меньше 55°С начнётся конденсация водяных паров до момента пока порциальное давление не станет равным порциальному давлению насыщения для данной температуры. Количество сконденсировавшейся воды будет равно:

G_кон=(с₁ - с₂) ВV_НО2.

где с₁ - плотность паров на линии насыщения при равенстве парциального давления водяных паров с парциальным давлением паров в газах при температуре конденсации. Это для газового топлива температура 58?С, а плотность равна с₁=0,1184 кг/м³, а для щепы температура - 65 ?С, а плотность равна с₁=0,1618 кг/м³.

с₂ - плотность паров на линии насыщения при данной температуре.

При этом дополнительно выделится следующее количество тепла:

Q_кон= G_кон r,

Где r - скрытая теплота парообразования, кДж/кг.

Расчёт сводим в таблицу 25.

Таблица 25. Расчётные величины теплоты конденсации водяных паров в зависимости от температуры для двух топлив: газа и щепы

Температура,°С		20	30	40	50	55	58	60	66
Рн, МПа		0,002	0,004	0,007	0,012	0,016	0,018	0,02	0,026
с2, кг/ м3		0,0173	0,0304	0,0511	0,083	0,1066	0,1184	0,1302	0,1618
Gкон, кг/ кг	газ	0,289	0,252	0,192	0,101	0,034	0
	щепа	0,065	0,059	0,049	0,035	0,025	0,019	0,014	0,000
r, кДж/кг		2453,8	2430,2	2406,5	2382,5	2370,4	2361,2	2358,4	2347,2
Qкон, кДж/м3	газ	709,51	611,63	463,20	241,21	80,00	0,00
	щепа	158,36	142,62	118,98	83,85	58,44	45,77	33,29	0,00
Gкон, кг/ч	газ	14,89	12,96	9,91	5,21	1,74	0,00
	щепа	17,91	16,29	13,72	9,77	6,84	5,38	3,92	0,00
Qкон, кВт	газ	10,15	8,75	6,62	3,45	1,14	0,00
	щепа	12,21	11,00	9,17	6,46	4,51	3,53	2,57	0,00

Теоретически из всех продуктов сгорания при охлаждении их до температуры в 30?С можно дополнительно без учёта потерь получить для нагрева сетевой воды следующую мощность:

для газового топлива 8,7кВт;

для щепы 11кВТ.

С учётом потерь (0,98) частичного байпасирования (0,771) эти цифры будут:

для газового топлива 6,57кВт;

для щепы 8,31кВТ.

Что в процентах теплопроизводительности котла (620кВт) составит:

для газового топлива 1,06%;

для щепы 2,16%.

Это с учётом только скрытой теплоты парообразования, но также произойдёт охлаждение всех продуктов сгорания от температуры 161?С до 30?С. При этом сетевая вода получит от проходящих сквозь утилизатор газов ещё тепло которое составит:

для газового топлива 2574кДж/кг, или 36,81кВт;

для щепы 644,4кДж/кг, или 49,68кВТ.

Что в процентах теплопроизводительности котла (620кВт) составит:

для газового топлива 5,94%;

для щепы 8,01%.

Суммарный эффект составит:

для газового топлива 7%;

для щепы 10,17%.

Для обеспечения такого теплосъёма (56кВт) необходимо подобрать стандартный коррозионностойкий калорифер по тепловой мощности и по расходу газов. Расход газов идущий через калорифер с учётом байпаса составит:

	для газа	для щепы
Gг, кг/кг	15,55	5,788
В, кг/с	0,0143	0,0771
Хб	0,771	0,771
Gг, кг/с	0,171	0,344

Расход выберем по максимальному, это для щепы G_г= 0,344 кг/с=1238 кг/ч.

3.3 Подбор калорифера в качестве конденсационного утилизатора

Подберём калорифер марки КСк…-50А [26,29] для охлаждения Gг=1238 кг/ч продуктов сгорания от топлива щепы от t_уг=161°С до t_зут=30°С. Охладитель - вода с температурой на входе и на выходе на входе t_w1=20°С и t_w2=70°С на выходе из калорифера. Дополнительные физические величины (теплоёмкость, плотность) принимаем по таблицам теплофизических свойств воды и продуктов сгорания при средних температурах.

Составляем уравнение теплового баланса по газовой стороне и определяем тепловую мощность:

Q = G_г (C_Г1 t_г1? C_Г2 t_г2) = 0,344 (1080·160 -1050·30) =49000 Вт=49кВт.

Это для усреднённых продуктов сгорания. Примем 56кВт.

Рассчитываем расход воды:

G_w= Q/[C_w (t_w2 - t_w1)]= 56/[4,19 (70 -20)]=0,267 кг/с=0,96Т/ч.

Принимаем массовую скорость газов в набегающем потоке (во фронтальном сечении) (нс)_н=3,6 кг/(м²?с), и по условию неразрывности определяем необходимую площадь фронтального сечения:

f_г= G_г /(нс)_н =0,344/3,6= 0,096м².

Калориферов с такой площадью живого сечения нет (см. Таблицу 28). Принимаем самый маленький калорифера КСк36-50АУ3 с площадью фронтального сечения ?_Г=0,267м², живым сечением по воде ?_w=0,00084м², поверхностью нагрева F_к=8,83м², длиной теплоотдающего эдемента L=0,530 м и массой 34 кг.

Определяем массовую скорость газов:

хс = G_Г /f_Г =0,344 /0,267=1,288 кг/(м²?с).

Определяем скорость воды в трубках калорифера:

w= G_w/(с_w f_w)= 0,267/(951·0,00084)=0,3342 м/с.

Рассчитываем коэффициент теплопередачи:

К_w=41,5 · (нс)_н^0,448 · щ^0,193=41,5·1,288^0,448 ·0,3342^0,193= 37,62Вт/(м²?К).

Определяем температурный напор

Дt_б/Дt_м=(160-70)/(30-20)=9 >1,8

Дt = (Дt_б-Дt_м)/ln(Дt_б/Дt_м)=(90-10)/ ln (90/10) =36,4°С

Определяем тепловую мощность калорифера КСк36-50АУ3:

Q₁= K_w ? F_к ? Дt = 37,62? 8,83?34,6 = 114955Вт ? 11,495 кВт.

Это без учёта конденсации. Опытная эксплуатация данных калориферов к качестве утилизаторов показала, коэффициент телопередачи при наличии конденсации находится в пределах (50…70) Вт/(м²?К) [24, 25,26].

Используя эти данные получим тепловую мощность калорифера КСк36-50АУ3: Q₁=23кВт. Чтобы обеспечить полное охлаждение газов применим два калорифера включённых последовательно по газу и параллельно по воде. Калорифер последний по ходу газов можно подключить прямо на подогрев холодной воды (средняя температура за отопительный сезон 8?С). Это повысит средний температурный перепад до 53?С и соответственно тепловую мощность двух калориферов в 1,53 раза. Она для двух составит без учёта конденсации 35,6кВт. Схема подключении холодной воды к последнему калориферу приведена на рис. 3.6.

Рисунок 3.6. Тепловая схема котельной с утилизатором из двух калориферов

Уточняем расход воды:

G_w = Q₁/[C_w (t_w2?t_w1)]= 50/[4,19 (70?20)]= 0,239 кг/с =8,6Т/ч.

Аэродинамическое сопротивление двух калориферов:

ДР_а=2·4,60 · (нс)_н^1,916=2·4,60·1,288^1,916=14,94Па.

Это добавочное сопротивление не должно увеличить нагрузку на дымосос, так как температура газов, идущая на дымосос снизилась с 161?С до 60 ?С. Это изменит расход через дымосос в (161+273)/(60+273)=1,3. При этом общее сопротивление газоходов увеличится в (100+14,94)/100=1,15. Дымосос будет работать с меньшей нагрузкой. Затраты на электрическую энергию для дымососа составят от номинальной мощности 100·1,15/1,3=88,4%.

Дымосос с установленным электрическим двигателем мощностью N_д=4кВт, (1500 мин^-1, исп.IM 2081).

Экономия мощности на дымососе составит:

ДN_д =(100-88,4) N_д /100=0,46кВт.

3.4 Расчёт эффективности применения конденсационного утилизатора

Расход топлива при применении утилизатора и другие параметры работы котла на газовом топливе и на щепе в сравнении с базовым вариантом приведены в сводной таблице 26.

Таблица 26. Параметры работы котла на газовом топливе и на щепе

Параметр	Обозн.	Разм.	Формула	для газа	для щепы
Секундный расход топлива без утилизатора	Вр	кг/с	GН (iх - iпв)/(Qрр з')	0,0143	0,0771
Годовой расход топлива без утилизатора	Вргод	Т (тыс. м3)	0,001·Вр Тотп, где Тотп =24·106 - отопительный период	346 (453)	1850
Количество тепла, переданное в утилизаторе	Qу	кВт	П. 3.3.	36,81	49,68
Секундный расход топлива с утилизатором	Вру	кг/с	Вру= Вр - Qу /(Qрр з')	0,0135	0,0713
Экономия топлива при использовании утилизатора	ДВру	кг/ч	3600 (Вр - Вру)	2,88	20,88
Экономия топлива при использовании утилизатора в% к базовому	Дbру	%		5,93	8,13
Выход конденсата	Gкон	кг/ч	П. 3.3.	12,96	16,29
Экономия мощности на дымососе при использовании утилизатора	ДNд	кВт	П. 3.3.	0,46	0,46
Выбросы RО2 в базовом варианте	GRО2	кг/ч	3600VRО2 Вр	70,3	123,8
Выбросы RО2 при работе с утилизатором	GRО2у	кг/ч	3600VRО2 Вру	66,4	114,5
Снижение выбросов при работе с утилизатором	ДGRО2у	кг/ч	GRО2 - ДGRО2у	3,9	9,3

Повышение эффективности использования топлива в котлоагрегатах за счет утилизации теплоты уходящих газов является одним их главных направлений в коммунальной энергетике. Использование конденсационных теплоутилизаторов для утилизации тепла, в зависимости от схемы использования, позволяет увеличить коэффициент использования топлива на 3-8%, что и показали наши расчёты. При этом еще получен ценный продукт конденсат, полностью обессоленная вода, которая может с успехом использоваться в закрытых системах теплоснабжения в качестве подпиточной, что также уменьшит расходы на закупку воды и на водоподготовку.

Наряду с энергосбережением, конденсационный теплоутилизатор решает экологические вопросы. Применение данного оборудования кроме снижения расхода топлива (за счет повышения КИТ), уменьшает выбросы NО_x и СО₂ на те же 5-8% за счёт уменьшения расхода топлива и частично ещё за счёт растворения в конденсате определенной доли вредных веществ. Утилизатор теплоты уходящих дымовых газов устанавливается на участке газового тракта между котлом и дымососом и дымовой трубой и позволяет, не нарушая технологической схемы, используя существующее оборудование, работать как в обычном режиме, так и в режиме утилизации. В зависимости от выбранной технологической схемы утилизатор может использоваться для системы отопления, ГВС, технологических нужд. Полные комплекты оборудования (теплоутилизатор, газоходы, клапана) изготавливается на ряде Российских предприятий. Они эффективно эксплуатируется уже много лет.

Срок службы данного оборудования составляет не менее 8 лет.

Цена калорифер водяного КСК 3-6 на сегодняшний день составляет 5266 руб.

Для установки двух калориферов КСК 3-6 в газовый тракт котла необходимо изготовить корпус, в который будут установлены два последовательно по газу калорифера, оборудованые подводящими и отводящими газоходами с управляющими шиберами.

Окупаемость капитальных затрат 10-12 месяцев.

3.5 Определение конструкции сдвоенного калориферного утилизатора тепла продуктов сгорания

Описание утилизатора.

Утилизатор (см. рис. 3,7) в сборе монтируется к существующему газоходу, часть которого в размер утилизатора вырезается. Утилизатор подвешивается к швеллерам потолочного перекрытия котельной на анкерах с резьбой, которые позволяют выставить соосно байпасный газоход утилизатора с существующим газоходом. Существующий газоход диаметром 300 мм крепится стандартными хомутами к утилизатору.

Рисунок.3.7. Общий вид утилизатора

1 - проходной короб; 2 - поворотные газоходы; 3 - шиберы; 4 - скобы подвесные; 5 - оси; 6 - рычаги; 7,8 - прокладки; 9 - калориферы КСК36-50АУ3; 10 - болты; 11,12 - гайки

Утилизатор представляет собой сложный короб, сваренный из листовой нержавеющей стали толщиной 1 мм. Он состоит из пяти частей, соединяемых между собой фланцевыми соединениями с прокладками на болтах с гайками. Верхняя часть утилизатора - это проходной короб квадратного сечения 305х305 мм с цилиндрическими хвостовиками диаметром 300 мм, через последние утилизатор крепится к существующему газоходу перед дымососом. К верхней части снизу на фланцах с двух сторон крепятся два одинаковых поворотных газохода, между вертикальными фланцами диффузоров которых крепятся на фланцах два стандартных калорифера КСК36-50АУ3. Подвод и отвод обогреваемо воды с калориферов выведен на переднюю сторону утилизатора. Это позволяет включать калориферы по воде параллельно и последовательно.

В верхней части поворотных коробов прямо под фланцем на валах крепятся поворотные шиберы. Платина шибера по боковым торцам плотно скользит по стенкам верхнего короба и в крайнем вертикальном положении перекрывает проходной канал на 80%, что обеспечивает температуру газов перед дымососом при работе утилизатора не ниже 60°С для предохранения трубы от коррозионного разрушения. В крайнем горизонтальном положении шиберов поворотные короба полностью перекрываются. Привод шиберов производится вручную через рычаги, которые фиксируются на планке в нескольких положениях.

В нижней части поворотных коробов прямо перед фланцем крепления к калориферам приварены спускные патрубки для слива конденсата и взятия проб уходящих газов перед и за калориферами.

Для крепления утилизатора к потолочным швеллерам под верхний короб подведены две скобы из полосовой стали с проушинами в верхней части, через которые посредством резьбовых анкеров и производиться крепление.

Вес утилизатора без воды 122 кг, с водой - 132 кг.

Стоимость утилизатора:

Два калорифера КСК36-50АУ3 2 х 5266=10532 рубл.

Материал коробов (лист нерж. 1 мм) 54 кг 54 х 200=10800 рубл.

Материал обвязки (трубы 32/2,2) 20 кг 20 х 95=1800 рубл.

Дополнительные материалы и крепёж 1500 рубл.

Монтажные работы (ориентировочная смета) 60000 рубл.

Сумма затрат на установку 84632 рубл.

4. Электроснабжение предприятия

4.1 Основное оборудование

Встроенная трансформаторная подстанция ТП - 6/0,4 завода ОАО «Инвидо»

Встроенная трансформаторная подстанция расположена в здании предприятия.

Год ввода в эксплуатацию: 1996 год.

Техническая характеристика:

- напряжение, кВ 6,0/0,4

- мощность трансформаторов, кВт 2 ? 1000

Режим работы: постоянный.

Сведения о трансформаторх предприятия. приведеныв таблице 4.1. а о выключателях в таблице 4.2.

Таблице 4.1. - Сведения о трансформаторах

№ п/п	Тип трансформатора	Напряжение, кВ	Дата ввода в эксплуатацию	Износ, %	Мощность, кВт	Дата последнего капитального ремонта
1	ТМ - 1000	6,0/0,4	1996 г.	95,0	1000	09.10.2000 г.
2	ТМ - 1000	6,0/0,4	1996 г.	95,0	1000	28.12.2000 г.

Таблица 4.2. - Сведения о выключателях

№ п/п	Тип	Дата ввода в эксплуатацию	Износ, %	Мощность, кВт	Дата последнего капитального ремонта
1	ВМПЭ - 10	1996 г.	95,0	200	Апрель 2000 г.
2	ВМПЭ - 10	1996 г.	95,0	200	Апрель 2000 г.

Трансформаторная подстанция котельной

Трансформаторная подстанция котельной расположена в здании котельной. Характеристика трансформаторов в подстанции приведена в таблице 4.3.

Год ввода в эксплуатацию: 1996 год.

Техническая характеристика подстанции:

- напряжение, кВ 6,0/0,4

- мощность трансформатора, кВт 400

Режим работы: постоянный.

Таблица 4.3. - Трансформаторы подстанции

№ п/п	Тип трансформатора	Напряжение, кВ	Дата ввода в эксплуата-цию	Износ, %	Мощность, кВт	Дата последнего капитального ремонта
1	ТМФ - 400	6,0/0,4	1996 г.	98,0	400	2005 г.

4.2 Электрические сети

Кабельные линии

Сведения о кабельных линиях предприятия приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4. - Кабельные линии 6 кВ

№ п/п	Наименование.	Начальный пункт	Конечный пункт	Протяженность, м	Тип, сечение
1	Линия питания №1 ГРУ-6 кВ котельной	п/ст 306	ГРУ-6 кВ	800	ЦААБ, 3?150
2	Линия питания №2 ГРУ-6 кВ котельной	п/ст 306	ГРУ-6 кВ	800	ЦААБ, 3?150
3	Линия питания №1 РП-2-6 кВ котельной	п/ст 388	РП-2-6 кВ	800	ААШВ, 3?185
4	Линия питания №2 РП-2-6 кВ котельной	п/ст 388	РП-2-6 кВ	800	ААШВ, 3?240

Кабельные линии 0,4 кВ: длина - 8,1 км.

4.3 Потребление электроэнергии

Сведения о потреблении электроэнергии за последние тр года приведены в таблице 4.5.

Таблица 4.5. - Сведения о потреблении электроэнергии

Объект	2009 г. тыс. кВт/ч	2010 г тыс. кВт/ч	2011 г. тыс. кВт/ч
АО «Колэнерго»	966795	965243	1028478

4.4 Передача электроэнергии

Сведения о передача электроэнергии на предприятии за последние три года приведены в таблице 4.6

Таблица 4.6. - Сведения о передача электроэнергии

Cубабоненты	Кол-во	2009 г. тыс. кВт/ч	2010 г. тыс. кВт/ч	2011 г. тыс. кВт/ч
До 1 тыс. кВт/ч	4	3,5	1,3	2,9
До 100 тыс. кВт/ч	1	25,9	46,6	61,7
Св. 100 тыс. кВт/ч	1	176,5	298,0	488,4

5. Технико-экономические показатели котельной

Оценка качества принятого в квалификационной работе технического решения должна производиться на основе анализа ее технико-экономических показателей, в число которых входят технологические и экономические показатели. К основным технологическим показателя, определяемым в экономической части проекта, относятся: установленная мощность котельной, годовая выработка теплоты или пара и отпуск их потребителям, расходы топлива и др. Здесь рассчитывается и режимный показатель - число часов использования установленной мощности котельной.

Важнейшим экономическим показателем является себестоимость отпущенной теплоты. В ходе ее расчета определяются и другие экономические показатели: сметная стоимость строительства, штаты котельной, годовые эксплуатационные расходы и т.п.

Технологические показатели характеризуют рабочие процессы в котельной, они служат для установления режима эксплуатации оборудования в целях получения оптимальных экономических показателей; сюда относятся коэффициент избытка воздуха, содержание в газах СО₂ или О₂, температура уходящих газов, содержание горючих в уносе и т.п.

К экономическим показателям работы котельной установки относятся КПД брутто и нетто, удельный расход условного топлива на выработку отпускаемого тепла и удельный расход электроэнергии на собственные нужды котельной. Себестоимость тепла или пара складывается из переменных и постоянных расходов. К переменным относятся расходы, пропорциональные количеству вырабатываемого тепла или пара - топливо, вода, электроэнергия. На котельных к переменным расходам относится топливо, вода, электричество.

Постоянные расходы почти не зависят от выработки пара или тепла. Сюда относятся заработная плата, амортизация зданий и оборудования, текущий ремонт и пр.

Основной составляющей себестоимости тепла или пара являются издержки на топливо, которые зависят от его удельного расхода на единицу теплоты. Топливная составляющая может иметь значительный перевес по отношению к другим затратам на производство тепла или пара.

Котлоагрегаты, введенные более десяти лет назад, как правило, удовлетворяют технологические потребности в теплоносителях, но их автоматика безнадежно морально и физически устарела, отсутствуют приборы контроля состава уходящих дымовых газов.

Перерасход топлива и энергии на тягу и дутьё на отечественных котлах обусловлен следующими причинами:

- контроль правильности соотношения топливо-воздух в горелках ведётся с большой ошибкой по косвенным параметрам: давлению воздуха и газа, яркости факела, температуре воздуха, цвету пламени (дыма);

- неконтролируемые колебания качественного состава топлива, параметров воздуха, изменение нагрузки и присосов, состояние горелок;

- значительные неравномерности поля концентрации в сечении газоходов, что приводит к не представительности отбираемой на анализ пробы газов (ошибки измерения достигают 400%);

- использование режимных карт с завышенной подачей воздуха, что приводит к повышенным потерям тепла с уходящими газами, перерасходу топлива и электроэнергии на тягу и дутьё, т.к. потребляемая электродвигателями вентиляторов и дымососов мощность имеет кубическую зависимость от расхода.

Для эффективного и качественного сжигания топлива должно быть точно сбалансировано соотношение «топливо - воздух», для чего требуется внедрение на тепловых станциях стационарных газоанализаторов, контролирующих состав уходящих газов.

Недостаток воздуха при горении вызывает неполное сгорание и, как

следствие, перерасход топлива. Избыток воздуха также приводит к перерасходу топлива на нагрев лишнего воздуха в составе уходящих газов. В обоих случаях сжигание топлива сопровождается повышенным выбросом в атмосферу высокотоксичных газов.

Уменьшение коэффициента избытка воздуха, помимо снижения потерь теплоты с уходящими газами, является эффективным методом подавления образования оксидов азота. Это достигается только регулированием без удорожания технологического оборудования и усложнения конструкции горелочных устройств.

Путем простой регулировки соотношения топливо-воздух на котлах достигается экономия топлива равная до 2-4% и более.

5.1 Расчет экономических показателей.

Расчет топливной составляющей, руб./год

Расчёт ведём для режима работы котла на древесных отходах и на газе (величины в квадратных скобках после вычислений).

Топливная составляющая составит, руб./год:

,

где -=1850т [346] годовой расход натурального топлива, расходуемого котельной (расчётный см табл. 26, фактический вместе с пелетами за 2011 год в табл. 12);

- коэффициент учитывающий потери топлива (не учитывается);

=4500 [3800] оптовая цена топлива по прейскуранту, руб./т,

- стоимость транспорта натурального топлива, руб./т;

S_т=1850 (1+0) (4500+1,27)=8327000 рубл. [1315000];

,

где - расстояние перевозки.

Экономия средств по топливу при замене древесных отходов на природный газ:

ДS_т=8327000-1315000=7012000 рубл.

Расчет годовых эксплуатационных расходов

Расходы на электроэнергию при работе на щепе и на газе отличаются. При работе на газе отсутствует привод шнека подачи топлива, это при 5кВТ с коэффициентом загрузки 0,3 составит 7200кВт·ч.:

,

где =91636кВт·ч [84436] годовой расход электроэнергии на собственные нужды из фактических данных за 2011 год;

- цена одного киловатт-часа, принимается по прейскуранту

=2,3 руб./кВт;.

S_э=91636·2,3=210763 рубл [194202].

Экономия средств по электрической энергии при замене древесных отходов на природный газ:

ДS_Э=210763-194202=16560 рубл.

Годовые затраты на воду для двух режимов котла одинаковые без учёта возможности использования образующегося в утилизаторе конденсата. Они составят в руб./год:

;

где = 17520т годовой расход сырой воды в котельной (см. фактический в таблице 12);

- цена за 1 т сырой воды, руб./т, =11,9;

S_в=17520·11,9=208500 рубл.

Расчет годовой экономии при переходе на природный газ с древесных отходов

Капитальные затраты на сооружение котельной подсчитывать не будем. Переход на режим работы котла на природном газе предусмотрен технологической схемой существующего котла. при этом только отключается подача твёрдого топлива при экономии электрической энергии, которая подсчитана ранее выше.

Экономия денежных средств при переходе на природный газ составит:

ДЭ_год= ДS_т + ДS_Э=7012000+16560=7028560 рубл.

Расчёт срока окупаемости внедрения утилизатора тепла

Определение укрупненных капиталовложений:

Стоимость оборудования (С_об) определяется согласно договорным ценам (см. п. 3.5.): С_об =84632 рубл.;

Стоимость проектных работ - до 10% от стоимости строительно-монтажных работ включена в стоимость оборудования(С_смр);

Стоимость строительно-монтажных работ (при реконструкции котельной) - 60?80% от стоимости вводимого вновь оборудования;

Стоимость пуско-наладочных работ - 7?10% от стоимости оборудования.

Капиталовложения в мероприятие (К_мвт):

К_мвт = С_об + 0,1 С_смр + (0,6 ? 0,8) С_о6 + (0,07?0,1) С_о6=84632+0,6·84632+0,07·84632=141355 рубл.

Для определения сроков окупаемости мероприятия за счет разности расходов топлива до модернизации и после воспользуемся ранее рассчитанными материалами и сведём их таблицу 5.1.

Таблица 5.1. Энергетические параметры работы котда до модернизации и после

Параметр	Обозн.	Разм.	Формула	для газа	для щепы
Секундный расход топлива без утилизатора	Вр	кг/с	GН (iх - iпв)/(Qрр з')	0,0143	0,0771
Годовой расход топлива без утилизатора	Вргод	Т (тыс. м3)	0,001·Вр Тотп, где Тотп =24·106 - отопительный период	346 (453)	1850
Количество тепла, переданное в утилизаторе	Qу	кВт	П. 3.3.	36,81	49,68
Секундный расход топлива с утилизатором	Вру	кг/с	Вру= Вр - Qу /(Qрр з')	0,0135	0,0713
Экономия топлива при использовании утилизатора

Подобные документы

• Расчет котельной установки

  Выбор типа котла. Энтальпия продуктов сгорания и воздуха. Тепловой баланс котла. Тепловой расчет топки и радиационных поверхностей нагрева котла. Расчет конвективных поверхностей нагрева котла. Расчет тягодутьевой установки. Расчет дутьевого вентилятора.
  
  курсовая работа [542,4 K], добавлен 07.11.2014
  

• Разработка рекомендаций по повышению эффективности работы системы теплоснабжения от котельной ООО "Западная котельная"

  Расчет и анализ основных параметров системы теплоснабжения. Основное оборудование котельной. Автоматизация парового котла. Предложения по реконструкции и техническому перевооружению источника тепловой энергии. Рекомендации по осуществлению регулировки.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 20.03.2017
  

• Расчёт тепловых процессов топки котла

  Расчет необходимого объема воздуха и объема продуктов сгорания топлива. Составление теплового баланса котла. Определение температуры газов в зоне горения топлива. Расчет геометрических параметров топки. Площади поверхностей топки и камеры догорания.
  
  курсовая работа [477,7 K], добавлен 01.04.2011
  

• Поверочный тепловой расчет котельного агрегата

  Расчет топочной камеры котельного агрегата. Определение геометрических характеристик топок. Расчет однокамерной топки, действительной температуры на выходе. Расчет конвективных поверхностей нагрева (конвективных пучков котла, водяного экономайзера).
  
  курсовая работа [139,8 K], добавлен 06.06.2013
  

• Тепловой расчет парового котла

  Определение объемов воздуха и продуктов сгорания, коэффициента полезного действия и расхода топлива. Расчет топки котла, радиационно-конвективных поверхностей нагрева, ширмового пароперегревателя, экономайзера. Расчетная невязка теплового баланса.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 15.11.2011
  

• Проектирование котельного агрегата

  Конструкция котельной установки, характеристика ее оборудования. Пуск котла, его обслуживание при нормальной эксплуатации. Перечень аварийных случаев и неполадок в котельном цехе. Экономичность работы парового котла. Требования по технике безопасности.
  
  дипломная работа [860,2 K], добавлен 01.03.2014
  

• Проект котельной установки для теплоснабжения военного городка

  Инженерная характеристика района размещения объекта теплоснабжения. Составление и расчёт тепловой схемы котельной, выбор основного и вспомогательного оборудования. Описание тепловой схемы котельной с водогрейными котлами, работающими на жидком топливе.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 17.06.2017
  

• Расчет и подбор оборудования отопительной котельной

  Технические характеристики котла ДКВР, его устройство и принцип работы, циркуляционная схема и эксплуатационные параметры. Тепловой расчет котельного агрегата. Тепловой баланс теплогенератора. Оборудование котельной. Выбор, расчет схемы водоподготовки.
  
  курсовая работа [713,5 K], добавлен 08.01.2013
  

• Тепловой расчет котла

  Расчетные характеристики топлива. Расчет теоретических объемов воздуха и основных продуктов сгорания. Коэффициент избытка воздуха и объемы дымовых газов по газоходам. Тепловой баланс котла и топки. Тепловой расчет конвективных поверхностей нагрева.
  
  контрольная работа [168,0 K], добавлен 26.03.2013
  

• Технологическая схема водогрейной котельной с закрытой системой теплоснабжения и ее описание

  Описание технологической схемы водогрейной котельной с закрытой системой теплоснабжения. Энергобаланс системы за выбранный промежуток времени. Расчет потоков греющей воды, параметров потока после смешения и действия насосов. Тепловой баланс котла.
  
  курсовая работа [386,0 K], добавлен 27.05.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам