Расчёт технологической схемы котельной

На основном газопроводе к котлам устанавливается следующая арматура:

- вместо запорно-предохранительного клапана ПКН-100 (Д_у =100, Р_у = 10) и дроссельной заслонки ЗД - 80 (Д_у = 80) устанавливается блок электромагнитных клапанов С4Н-4 - 06 производства СП "ТермоБрест" в составе: фильтр газовый ФН4-1 (Д_у = 100), для очистки газа от механических частиц и повышения надежности и долговечности работы оборудования; клапана электромагнитного ВН4Н-0,5 (Д_у = 100), клапана электромагнитного с электромеханическим регулятором расхода ВН4М-0,5 (Д_у = 100), клапана газового электромагнитного ВФ3/4Н-4 (Д_у = 20).

На продувочных газопроводах вместо сальниковых муфтовых кранов типа 11ч6бк (Д_у =15, Р_у = 10) устанавливаются электромагнитные клапана типа ВФ3/4Н-4 (Д_у = 20) производства СП "ТермоБрест".

На линии подачи газа к запальным горелкам устанавливаются электромагнитные клапана типа ВН1/2Н-4 (Ду = 15) производства СП "ТермоБрест".

Технические характеристики устанавливаемого оборудования приведены в таблицах 4.1-4.5.

Таблица 4.1

Технические характеристики горелки типа МДГГ

1	Номинальная тепловая мощность, МВт	1,5
2	Предельное отклонение, %	-5 ...+10
3	Коэффициент рабочего регулирования	5
4	Давление газа в коробе горелки, мм вод.ст.	120
5	Номинальный расход газа, нм3/ч	100
6	Коэффициент избытка воздуха,	1,04
7	Аэродинамическое сопротивление воздуха, мм вод.ст.	50

Таблица 4.2

Технические характеристики фильтра газового серии ФН

1	Условный проход, мм	100
2	Давление рабочее, МПа	не более 0,1
3	рабочая площадь фильтрующего элемента, м2	не более 0,06
4	Габаритные размеры длина высота ширина	не более 280 240 170
5	Масса, кг	не более 6,5

Таблица 4.3

Технические характеристики клапана электромагнитного фланцевого ВН4Н-0,5

1	2	3
1	Условный проход, мм	100
2	Диапазон давлений, бар	0...0,5
3	Время открытия/закрытия, сек	не более 1
4	Частота включений, 1/час	500

Продолжение таблицы 4.3

1	2	3
5	Ресурс включений	500000
6	Напряжение питания, В	220, 50 Hz
7	Номинальная мощность, Вт	75
8	Класс изоляции	F
9	Степень защиты	IP65
10	Температура окружающей среды, єС	-30...+40
11	Масса, кг	11,5
12	Габаритные размеры длина высота ширина	не более 290 320 175
13	Положение на трубопроводе	горизонтальное ± 15є

Таблица 4.4

Технические характеристики клапана электромагнитного фланцевого с электромеханическим регулятором расхода ВН4М-0,5

1	Условный проход, мм	100
2	Диапазон давлений, бар	0...0,5
3	Время открытия/закрытия, сек	не более 1
4	Частота включений, 1/час	300
5	Ресурс включений	500000
6	Угол поворота регулятора	90є
7	Время полного хода регулятора, сек	25
8	Напряжение питания, В	220, 50 Hz
9	Номинальная мощность, Вт электромагнита привода	65 70
10	Класс изоляции	F
11	Степень защиты	IP65
12	Температура окружающей среды, єС	+5...+40
13	Масса, кг	17,5

Таблица 4.5

Технические характеристики клапанов газовых электромагнитного типа ВФ3/4Н-4 и ВН3/4Н-4

1	Условный проход, мм	20
2	Диапазон давлений, бар	0...4
3	Время открытия/закрытия, сек	не более 1
4	Частота включений, 1/час	1000
5	Ресурс включений	1000000
6	Напряжение питания, В	220, 50 Hz
7	Номинальная мощность, Вт	25
8	Класс изоляции	F
9	Степень защиты	IP65
10	Температура окружающей среды, єС	-30...+40
11	Масса, кг	1,7

Для возможности контроля за дымовыми газами и воздухом подаваемым на горелки на электродвигателях дымососа и вентилятора устанавливаются частотные привода. При этом необходимо заменить электродвигатели на приводе вентилятора и дымососа на 4А-160S-6-У3, N = 11 кВт.

Также предусматривается замена двух сетевых насосов. К установке принимаются два циркуляционных насоса типа NP 50/250V-30/2 (Wilo, Германия), которые будут работать в составе автоматизированной системы управления. Производительность насосов будет регулироваться с помощью частотного привода установленного на одном из насосов, с возможностью ручного переключения на другой. Для повышения надежности работы системы теплоснабжения, на напорных трубопроводах насосов устанавливаются краны шаровые с электроприводом (Naval, Финляндия) для автоматического осуществления пуска насоса при неработающем частотном преобразователе. Остальные существующие насосы остаются в ручном управлении и в состав автоматизированной системы управления не входят.

Для поддержания постоянного расхода воды через котлы (или температуры воды на входе в котлы) устанавливаются два циркуляционных насоса типа NP 40/200V-5,5/2а. Производительность насоса также будет регулироваться с помощью частотного преобразователя. При выходе инвертора из строя производительность насосов будет регулироваться затвором дисковым поворотным с электроприводом типа МЭОФ-40/25-0,25 (ЗАО "Арматэк", Россия).

На линии перепуска устанавливается клапан седельный регулирующий типа КС-80/100 (СП "Термо-К").

Для поддержания постоянного давления в трубопроводе обратной сетевой воды после подпиточных насосов устанавливается затвор дисковый поворотный с электроприводом типа МЭОФ-40/25-0,25 (ЗАО "Арматэк", Россия).

Для регулирования уровня в баке подпиточной воды на трубопроводе холодной воды после ХВО устанавливается кран шаровой с электроприводом (Naval, Финляндия).

Для коммерческого учета теплоты, на магистральных трубопроводах сетевой воды от котельной предусмотрена установка приборов учета теплоты - ультрозвуковых теплосчетчиков SKU фирмы "Катрабел" (Беларусь). На трубопроводе подачи холодной воды в котельную устанавливается расходомер РСМ5 фирмы "Арвас" (Беларусь).

Теплоснабжения потребителей от котельной осуществляется по двум магистралям Д_у 250 и Д_у 80. К магистрали Д_у 80 подключений только потребители системы отопления по безэлеваторной схеме с температурным графиком 95/70. Для снижения давления в этой ветке и уменьшения температуры прямой сетевой воды до требуемой по температурному графику устанавливаются клапаны седельные регулирующие КС-50/40 (СП "Термо-К").

5. ПОВЕРОЧНЫЙ ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ КОТЛОАГРЕГАТА ТВГ-4р

5.1 Краткое описание котлоагрегата ТВГ-4р

Теплофикационный водогрейный котёл ТВГ-4р предназначен для непосредственного нагрева сетевой воды, прямоточный с радиационной и конвективной экранными поверхностями. Особенностью конструкции радиационной части является наличие кроме двух боковых, трёх двухсветных экранов, каждый из которых расположен между двумя горелками.

Котёл предназначен для работы на природном газе и оборудован согласно пункта 4. четырьмя микродиффузионные газовые горелки типа МДГГ-150.

Расход воды через котёл - 53 м³/ч. Минимальное допустимое давление воды на выходе из котла - 0,784 МПа (из условия невскипаемости). Максимальное давление воды на выходе из котла из условий прочности -1,372 МПа.

Температура воды на входе в котёл - не менее 60 єС. Давление газа перед горелками 0,017 МПа.

5.2 Поверочный тепловой расчёт

Поверочный расчёт котельных агрегатов, выпускаемых промышленностью, производится при проектировании или реконструкции источника теплоснабжения.

Методика расчёта приведена из [7] в соответствии с действующими нормативными методами.

Расчёт объёмов воздуха и продуктов сгорания

Состав газа (Уренгойское месторождение):

СН₄ - 92,5%;

С₂Н₆ - 2,0%;

С₃Н₈ - 0,66%;

С₄Н₁₀ - 0,5%;

С₅Н₁₂ - 0,15%;

СО₂ - 0,33%;

N₂ - 1,2%;

Н₂О - 2,5%.

Теплота сгорания: Q_н^р=33,66 МДж/м³.

Плотность газа: =0,76 кг/м³.

Теоретический объём воздуха при сжигании газа, необходимого для полного сгорания (3.4[8]) (м³воздуха/м³газа):

(5.2.1)

Теоретический объём азота в продуктах сгорания (3.6[8]):

(5.2.2)

Теоретический объём трёхатомных газов (3.8[8]):

(5.2.3.)

Теоретический объём водяных паров (3.10[8]):

(5.2.4)

Остальной расчёт производится для каждой поверхности нагрева отдельно. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.2.1.

Таблица 5.2.1

Объем продуктов сгорания, объёмные доли трёхатомных газов

Рассчётная величина	Формула.Источник	Размерность	Значение
			Газоход
			Топка	конв.пов.
Коэфф. Избытка возд. после пов.нагрева	Берём из табл.9-22[7]		1,1	1,15
Средний коэфф. Избытка возд. В газоходе	аср=(а'+а'')/2 (3.11)[7]		1,1	1,125
Избыточное кол-во возд.	Vизб=(аср-1)*Vо (3.12)[7]	м3/м3	0,944	1,180
Действительный объём водяных паров	VН2О=V'Н2О+0,0161* *(аср-1)*Vо, (3.13)[7]	м3/м3	2,135	2,140
Действительный суммарный объём газов	Vг=VRО2+V'N2+ +(аср-1)*Vо+VН2О+ 0,0161*(аср-1)*Vо, (3.14)[7]	м3/м3	11,529	11,77
Объём 3-х атомн. газов	rRO2=VRO2/Vг (3.15)[7]		0,185	0,182
Объём водяных паров	rН2O=VН2O/Vг (3.16)[7]		0,086	0,084
Сумм. Объёмная доля	rП=rН2O+rRO2 (3.17)[7]		0,271	0,266

5.2.1 Расчёт энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Энтальпия теоретического объёма воздуха для всего выбранного объёма температур (кДж/м³) (3.19[4]):

, (5.2.1.1)

где (с)_в - энтальпия 1 м³, принимается для каждой выбранной температуры по таблице 3.4[4], например для 100°С - 133 (кДж/м³).

.

Энтальпия теоретического объёма продуктов сгорания (кДж/м³) (3.20[4]):

, (5.2.1.2)

где(с)_RO2,(c)_N2,(с)_Н2О - энтальпии 1 м³ трёхатомных газов, теоретического объёма азота, теоретического объёма водяных паров, принимается для каждой выбранной температуры по таблице 3.4[4], например для 100°С (с)_RO2 = 170 (кДж/м³), (с)_N2 =.130 (кДж/м³),

(с)_H2O = 151 (кДж/м³).

Энтальпия избыточного количества воздуха (кДж/м³) (3.21[4]):

(5.2.1.3)

Для температуры 100°С и коэффициента избытка воздуха =1,15 энтальпия избыточного количества воздуха составит:

Энтальпия продуктов сгорания при температуре 100°С и коэффициенте избытка воздуха =1,15 (кДж/м³) (3.21[4]):

(5.2.1.4)

Энтальпия продуктов сгорания составит:

Результаты расчетов энтальпии продуктов сгорания по каждому газоходу (в зависимости от коэффициента избытка воздуха ) котлоагрегата ТВГ-4р сведём в таблицу 5.2.1.2.

Таблица 5.2.1.1

Энтальпия продуктов сгорания

Поверность нагрева	Темпер. После пов-ти, °С	I°в, кДж/м.куб	I°г, кДж/м.куб	Iв.изб, кДж/м.куб	I, кДж/м.куб
Верх топочной камеры	2000	29019	35340	2902	38242
	1900	27433	33377	2743	36120
	1800	25847	31397	2585	33982
	1700	24299	29448	2430	31878
	1600	22760	27515	2276	29791
	1500	21212	25588	2121	27709
	1400	19664	23698	1966	25664
	1300	18115	21788	1812	23600
	1200	16614	19921	1661	21582
	1100	15104	18099	1510	19610
	1000	13594	16284	1359	17643
	900	12130	14482	1213	15695
	800	10705	12709	1070	13779
конвективный пучок	1000	13594	16284	2039	18323
	900	12130	14482	1820	16301
	800	10705	12709	1606	14315
	700	9270	10971	1391	12362
	600	7854	9283	1178	10461
	500	6476	7647	971	8618
	400	5126	6037	769	6805
	300	3814	4471	572	6043
	200	2520	2949	378	3327
	100	1256	1458	188	1647

На основании данной таблицы построим TS-диаграмму для продуктов сгорания (см. рисунок 5.2.1.1).

Рисунок 5.2.1.1 - TS-диаграмма для продуктов сгорания

5.2.2 Расчёт коэффициента полезного действия и расхода топлива

Расчёт КПД, расхода топлива и других показателей сведём в таблицу 5.2.2.1.

Таблица 5.2.2.1

Расчёт КПД, расхода топлива

	Название физической величины	Обозначение	Единицы измерения	Формула или источник информации	Расчет
1	2	3	4	5	6
1	Располагаемая теплота
	низшая теплота сгорания			Из таблиц 2.9 [8]	35510
	физическое тепло воздуха			(4.5[7])	413
	физическое тепло топлива			(4.18 [7]) ;	16,3
2	Потери с уходящими газами
	энтальпия уходящих газов			По Таблица 5.2.2.1
3	Потери тепла от химической неполноты сгорания			По таблице 4.4 [4]	0,5
4	Потери через заграждающие устройства
	номинальные потери через заграждающие устройства			По таблице 4.5 [4]
5	КПД котла
6	Теплопроизводительность котла
	расход воды через котёл	G		Из таблицы 5.1.1	14,4
	энтальпия горячей воды			Из результатов расчёта пункта 2.4 (приложение 3)
	энтальпия холодной воды			Из результатов расчёта пункта 2.4 (приложение3)
7	Действительный расход топлива	B
8	Коэффициент сохранения теплоты

5.2.3 Расчёт топочной камеры

Расчёт топочной камеры сводим в таблицу 5.2.3.1

Таблица 5.2.3.1

Расчёт топочной камеры

	Название физической величины	Обозначение	Единицы измерения	Формула или источник информации	Расчет
1	2	3	4	5	6
1	Объем топочной камеры			Из таблицы 5.1.1
2	Поверхность стен топочной камеры			По чертежу
3	Температура продуктов сгорания на выходе из топки			Задаемся.
4	Полезное тепловыделение в топочной камере
5	Энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки			Из таблицы 5.2.1.2
6	Адиабатная температура горения			Из таблицы 5.2.1.2 по значению , равному энтальпии продуктов сгорания
7	Коэффициент тепловой эффективности
	коэффициент, учитывающий снижение тепловосприятия вследствие загрязнения			По таблице 5.1.[4]
	угловой коэффициент			из рисунка 5.3.[4]
8	Средний коэффициент тепловой эффективности
	площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева			Из таблицы 5.1.1
9	Эффективная толщина излучающего слоя
10	Коэффициент ослабления лучей
	коэффициент ослабления лучей трехатомными газами
	объемная доля водяных паров			из таблицы 5.2.1.1
	парциальное давление трехатомных газов		MПа
	давление в топочной камере котлоагрегата		МПа	Для агрегатов, работающих без наддува, принимаем
10	объемная доля трехатомных газов			из таблицы 5.2.1.1
	коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами			(5.13.[4])
	отношение содержания углерода и водорода в рабочей массе			Из 5.14.[4]	3
11	Степень черноты факела
	коэффициент, характеризующий доля топочного объёма, заполненного светящейся частью факела			По таблице 5.2.[4]
	степень черноты светящейся части факела
	степень черноты несветящихся трёхатомных газов
12	Степень черноты топки
13	Параметр М
	относительное положения максимума температуры пламени по высоте топки
	расстояние от пода до оси горелки		м	из чертежей	1545
	расстояние от оси горелки до оси выходного окна топки		м	из чертежей	1931
14	Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания
15	Действительная температура продуктов сгорания на выходе из топки

5.2.3 Расчёт первой конвективной поверхности

Результаты расчёта представлены в таблице 5.2.4.1

Таблица 5.2.4.1

Расчёт конвективного пучка

	Название физической величины	Обозначение	Единицы измерения	Формула или источник информации	Расчет
1	2	3	4	5	6
1	Площадь поверхности нагрева пучка			Из таблицы 5.1.1
2	Поперечный шаг труб			По чертежу
	продольный шаг труб			По чертежу
3	Площадь живого сечения для прохода газов и воздуха в газоходах
	размеры газохода			по чертежу
	число труб в ряду			по чертежу
4	Энтальпия продуктов сгорания при входе в газоход			Равна энтальпии продуктов сгорания на выходе из топки
5	Энтальпия продуктов сгорания на выходе из газохода			Определяется по предварительно заданным температурам (200 и 300) из таблицы 5.2.1.2
6	Тепло, отданное продуктами сгорания
	коэффициент сохранения тепла			из таблицы 5.2.2.1
	Энтальпия холодного воздуха
	присос воздуха			из таблицы 5.2.1.1
7	Средняя температура продуктов сгорания
	температура на входе в конвективный пучок			Из таблицы 5.2.3.1	816
	температура на выходе из конвективный пучок			задаёмся	200 300
8	Скорость дымовых газов
9	Коэффициент теплоотдачи конвекцией
	поправка на число рядов труб по ходу газов			по рис. 6.2[6]	0,85
	поправка на геометрическую компоновку пучка			по рис. 6.2[6]	0,8
	поправка на температуру			по рис. 6.2[6]
	коэффициент теплоотдачи			по номограмме.6.2[6]
10	Суммарная оптическая толщина газового потока
	коэффициент ослабления лучей трехатомными газами			по номограмме 5.4.[4]	55 44
	толщина излучающего слоя
11	Степень черноты продуктов сгорания			по номограмме.6.2[4]
12	Коэффициент теплоотдачи излучением
	коэффициент теплоотдачи			по номограмме 6.4.[4]
13	Температура загрязненной стенки
	средняя температура окружающей среды			для водогрейных котлов принимается равной полусумме температур на входе в поверхность и на выходе из неё
				при сжигании газа принимается равной 25 С
14	Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке
	коэффициент использования			таблица 6.2.[5]
15	Коэффициент теплопередачи
	коэффициент тепловой эффективности			таблица 6.1.[4]
16	Температурный напор
17	Количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева
18	Уточненное значение температуры на выходе из КП			Определяется по рис. 5.2.4.1

Рисунок 5.2.4.1 - Температура уходящих газов из конвективного пучка

6. Гидравлический расчёт газопровода котельной

При движении горючего газа в газопроводе наблюдается снижение его давления вследствие потерь на трение и наличия местных сопротивлений, обуславливающих местное перераспределение давления и, как следствие, его понижение. В газопроводе низкого давления это снижение невелико, причем изменение давления не оказывает заметного влияния на плотность газа, которую при расчетах полагаем постоянной. Расчетная схема приведена на рис. 6.1.

Рисунок 6.1 - Расчетная схема газопровода

На рисунке 6.1 видно, что расход газа убывает в направлении от первого участка к последнему. Соответственно диаметр участка должен или уменьшаться (при сохранении задаваемой скорости газа порядка 15 ), или оставаться неизменным. Во втором случае будет снижаться скорость движения газа по направлению к последнему расчётному участку.

Расчёт участков газопровода (межцеховой газопровод) после ГРП сводится к подбору их диаметров, чтобы при этом наиболее полно выполнялись следующие условия:

1. Значения участков после РД не должно превышать ;

2. Общий перепад давления должен равномерно распределяться между отдельными участками межцехового газопровода;

3. Диаметры смежных участков нужно уменьшать в направлении от РД (без значительных скачков).

Произведём расчёт газопровода с учётом выбранной запорно-регулирующей арматуры (см. 4).

Расход газа за РД составляет 1080 и давление перед последней горелкой составляет 0,025 МПа.

Расход на участках составляет :

, м³/час; (6.1)

, м³/час; (6.2)

, м³/час; (6.3)

, м³/час; (6.4)

,м³/час. (6.5)

Задаваясь скоростью газа = 15 м/с. находим диаметры газопроводов по формуле:

, м. (6.6)

Участок 1:

, м;

Участок 2:

, м.

По технологическим соображениям принимаем , м.

Найдём скорость газа на участке 4 по формуле (7.6):

. (6.7)

Участок 5:

, м.

Принимаем стандартные диаметры трубопроводов

Суммарную потерю давления на i участке можно найти как сумму потерь на трение и местных потерь , т.е.

(6.8)

С другой стороны (согласно [6666])

(6.9)

где l_i - длинна рассматриваемого участка, м;

- приведенная длинна участка, м; (6.10)

l_э - условное длинна прямолинейной трубы, м;

- сумма коэффициентов местных потерь;

- перепад давлений на 1 м длинны рассчитываемого участка газопровода для определённого вида газа и характера движения зависит от расхода V и диаметра участка, Па/м.

С помощью таблицы 6.2 [9] значений по расходу и диаметру, для каждого участка определяем значение h и l_э,

;

;

;

;

.

Определим коэффициенты местных потерь, для каждого участка используя таблицу 1.8 [10].

Местные потери участка 1 представлены:

- четырьмя поворотами на 90 град.(),

- одним ответвлением(=1,2),

- одним конфузором (=0,5).

.

Участок 2:

- пять поворотов на 90 град (),

- задвижка клиновая (),

- измерительная диафрагма (),

- блок электромагнитных клапанов ().

.

Участки 3:

- одно ответвление ().

.

Участки 4:

- одно ответвление ().

.

Участок 5:

- два поворота на 90 град (),

- кран шаровой (),

- однин конфузор (=0,5).

.

Длинны участков:

Рассчитаем суммарную потерю давления на участках

Суммарные потери составят:

(6.11)

Па.

, Па

.

.

Потери давления по длине рассчитываемого газопровода не превышают .

7. Разработка АСУ котельной

В результате внедрения автоматизированной системы управления тепловыми сетями должны решаться следующие цели:

- непрерывный контроль функционирования основного оборудования котельной и тепловых сетей (подсистема управления котлоагрегатом являться элементом системы управления и мониторинга котельной и всей системы теплоснабжения в целом);

- дистанционное управление элементами сети с целью локализации аварийных ситуаций или в других обоснованных случаях;

- дистанционное централизованное изменение режимов функционирования всех элементов тепловых сетей;

- децентрализованное прямое цифровое управление основными элементами котельной с целью оптимального производства, транспортировки и распределения тепловой энергии, а также организации объективного первичного технического и коммерческого учета энергии и теплоносителя.

Учитывая масштабы и топологию объекта управления (тепловые сети), а также сложившуюся организационную структуру предприятия система управления создается по двухзвенной схеме: теплоисточник - ЦТП (ИТП). Разрабатываемая система компонуется на базе промышленных компьютеров, которые соответствуют международному стандарту качества ISO 9001 Использование этих средств позволяет реализовывать управляющие алгоритмы любой степени сложности, решать задачи прогнозирования и прямого цифрового управления энергонасыщенными объектами (регуляторы, технологические блокировки, программно-логическое управление, сигнализация, протоколирование всех событий на объекте и пр).

Подсистемы управления рассчитаны на автоматическую работу по уставкам, полученным от верхнего уровня управления. Операторский персонал центральной диспетчерской имеет возможность в произвольный момент времени изменить уставки или взять на себя управление отдельными контурами в режиме дистанционного управления.

Система управления котлоагрегатом должна выполнять следующие функции.

Автоматическое регулирование процесса горения обеспечивает подачу топлива в топку в зависимости от нагрузки котла, поддержание оптимального соотношения топливо-воздух и устойчивого разрежения в топке.

Температура воды за котлом (или до него) в заданных пределах поддерживается регулятором, изменяющим подачу топлива в топку. В качестве датчика температуры воды используется термометр сопротивления, устанавливаемый на трубопроводе при выходе воды из котла (на входе воды в котел).

Регулирование подачи воздуха обеспечивает оптимальное соотношение между подаваемыми в топку топливом и воздухом (оптимальный избыток воздуха), чем достигается максимальная экономичность сжигания топлива на всех режимах работы котла. Регулятор “топливо-воздух” получает импульс по расходу газа к котлу, который непосредственно измеряется расходомером, и импульс по перепаду давления воздуха, который пропорционален расходу воздуха. Регулятор воздействует на направляющий аппарат дутьевого вентилятора.

Регулирование расхода воды через котел производится регулятором, управляющим регулирующим клапаном за насосом рециркуляции, установленным на линии прямая - обратная вода.

Необходимая температура воды на входе в тепловую сеть поддерживается регулятором, изменяющим расход холодной воды с помощью перепускного регулирующего клапана, установленного на перемычке. Входным сигналом регулятора служит сигнал от термометра сопротивления, установленного на трубопроводе прямой воды.

Регулирование тяги обеспечивает автоматическое поддержание устойчивого разрежения в топке котла в пределах от -20 до -30 Па. Регулятор разрежения получает импульс по разрежению в верхней части топочной камеры от дифференциального тягомера. Усилитель регулятора осуществляет управление исполнительным механизмом тяги, воздействующим на направляющий аппарат дымососа.

Давление газа перед горелкой регулируется регулятором. Перед регулирующим органом основной горелки (поворотной заслонкой) и запальником установлены два быстродействующих клапана-отсекателя, между которыми на свече безопасности имеются электромагнитные продувочные клапаны. Открытие клапанов-отсекателей перед основной горелкой производится автоматически за 45 с, а закрытие - практически мгновенно.

Контроль за наличием факелов запальника и основной горелки осуществляется запально-защитным устройством (ионизационным датчиком для факела запальника и фотодатчиком для основного факела).

При аварийных отклонениях параметров в процессе работы котла обеспечивается автоматическая защита его в случаях:

отсутствия факела запальника (в пусковой период);

погасания факела основной горелки;

падения давления первичного и вторичного воздуха перед горелкой;

повышения давления газа перед регулирующим органом и понижения давления газа перед регулирующим органом и понижения давления его перед отсечным клапаном основной горелки;

уменьшения и увеличения давления в топке котла;

снижения расхода воды через котел и ее давления за котлом;

повышения давления и температуры воды за котлом;

падения напряжения в цепях защиты и сигнализации;

открытия форсунки и повышения тока ее электропривода (при работе на жидком топливе).

Оставаясь неизменной с точки зрения принципа действия основных регуляторов, система автоматического регулирования в целом представляет собой комплекс новейших достижений и разработок в области автоматизации.

САУ котла реализована с применением микропроцессорной техники, что выделяет ряд неоспоримых преимуществ по сравнению с системами управления традиционного исполнения. Применение ЭВМ позволяет вести полный мониторинг режима работы оборудования. Вся необходимая информация о состоянии объекта, значения рабочих параметров выводится на экран компьютера. Обслуживающий персонал в любой момент времени может обратиться к базе данных, находящихся в памяти ЭВМ, и проследить насколько эффективно использовалось оборудование в любой момент времени. На основании этих данных можно назначить мероприятия, направленные на повышение эффективности использования оборудования. Такого рода информация может быть также полезной при расследовании аварийных случаев.

САУ котла являясь целостной структурой, может рассматриваться как один из модулей глобальной системы управления объектом регулирования. Цифровая связь, посредством которой осуществляется взаимодействие между отдельными модулями системы, способна передавать значительные объемы информации за доли секунд, что делает систему управления малоинерционной, быстро адаптируемой к изменению внешних параметров.

Функциональная схема подсистемы управления котлоагрегатом представлена в графической части.

Для обеспечения автоматического режима функционирования котла на газовой линии принимаются следующие исполнительные механизмы и датчики:

- клапан электромагнитный ВН4Н-0,5 (Д_у = 100) - отсечной клапан;

- клапан электромагнитный с электромеханическим регулятором расхода ВН4М-0,5 (Д_у = 100) - регулирующий клапан;

- клапан трубопровода безопасности ВФ3/4Н-4 (Д_у = 20), расположенного между клапанами ВН4Н-0,5 и ВН4М-0,5;

- клапаны продувочных газопроводов 1, 2, 3, 4 горелок ВФ3/4Н-4 (Д_у = 20);

- клапаны на линии подачи газа к 1, 2, 3, 4 горелкам ВН1/2Н-4 (Д_у = 15);

- краны шаровые (входят в состав горелки) с электроприводами перед 1, 2, 3, 4 горелками;

- датчик давления газа установленный на основном газопроводе к котлу перед блоком газовым;

- датчик температуры газа;

- датчик расхода газа;

- датчик давления газа установленный между клапанами ВН4Н-0,5 и ВН4М-0,5;

- датчики давления газа на 1, 2, 3 ,4 горелках;

На всех этапах функционирования котла операции включения/выключения исполнительных механизмов контролируются по датчикам положения с учетом временных характеристик (время включения/выключения). При обнаружении факта неисполнения команды (открыть/закрыть) в установленное время котел выключается, автоматически в Протоколе Событий регистрируется аварийное сообщение с указанием несправного исполнительного механизма, включается аварийная сигнализация, агрегаты устанавливаются в исходное положение, выполняется вентиляция топки котла.

При выключенном котле исполнительные механизмы газовой линии находятся в исходном положении:

- входная газовая задвижка (с ручным приводом) - закрыта;

- клапан электромагнитный ВН4Н-0,5 (Д_у = 100) - закрыт;

- клапан электромагнитный с электромеханическим регулятором расхода ВН4М-0,5 (Д_у = 100);- закрыт;

- клапаны продувочных газопроводов и газопровода безопасности ВФ3/4Н-4 (Д_у = 20) - открыты;

- клапаны ВН1/2Н-4 (Д_у = 15) установленные на газопроводах подачи газа к запальным горелкам 1, 2, 3, 4 горелки - закрыты;

- краны шаровые установленные на газопроводах подачи газа к основным горелкам - закрыты;

При включении котла система управления проверяет исправность всех измерительных каналов (датчиков и линий связи с ними). При положительном завершении проверки система управления приступает к проверке герметичности газовой линии, иначе процесс включения котла прекращается и включается аварийная сигнализация с указанием причины аварии.

Проверка герметичности газовой линии выполняется в два этапа:

проверка вытекания газа из линии;

проверка натекания газа в линию.

Проверка вытекания газа из линии:

- закрываются клапана продувочного трубопровода и трубопровода безопасности;

- открывается входная газовая задвижка;

- открывается регулирующий клапан;

- кратковременно открывается отсечной клапан для наполнения линии газом;

- включается таймер контроля времени;

- если по истечении заданного временного интервала давление газа по датчику давления после регулирующего клапана находится в допустимых пределах - проверка прошла успешно и система управления приступает к выполнению следующего этапа проверки герметичности, иначе процесс управления прекращается с установкой исполнительных механизмов в исходное положение.

Проверка натекания газа в линию:

- открываются клапана в трубопроводах продувки и безопасности, давление в газовой линии выравнивается с атмосферным;

- закрываются клапана в трубопроводах продувки и безопасности;

- включается таймер контроля времени;

- если по истечении установленного интервала времени давление газа в линии не превышает заданной уставки - проверка прошла успешно и система управления приступает к выполнению операции вентиляции, иначе процесс включения котла прекращается с установкой исполнительных механизмов в исходное положение.

После выполнения операции проверки герметичности газовой линии выполняется операция вентиляции топки котла. После выполнения операции вентиляции выполняется операция установки требуемого давления воздуха на горелках и разрежение в топке котла (на уставках розжига).

После выполнения вентиляции топки выполняется операция продувки газовой линии:

- входная газовая задвижка открыта;

- отсечной клапан открыт;

- регулирующий клапан открыт;

- клапана продувочных газопроводов 1, 2, 3, 4 горелок и газопровода безопасности открыты;

- шаровые краны на газовых горелках закрыты;

- по истечении времени продувки закрываются клапана:

- отсечной;

- регулирующий;

- продувочные и на газопроводе безопасности.

После выполнения операции продувки газовой линии начинается операция включения запальников при закрытых клапанах продувочных газопроводов и клапана на газопроводе безопасности.

Открываются клапана установленные перед запальными горелками;

включаются запальные устройства 1, 2, 3, 4 горелок;

если в течении заданного интервала времени не появятся сигналы о наличии пламени на всех запальниках - процесс включения котла прекращается с установкой исполнительных механизмов в исходное положение;

Операция розжига горелок осуществляется после установки требуемого давления воздуха на горелках и разрежения в топке котла (на уставках розжига):

открываются шаровые краны на 1, 2, 3, 4 горелках;

открывается отсечной клапан;

с помощью регулирующего клапана устанавливается давление газа необходимое для розжига горелок;

включается таймер контроля времени;

если по истечении установленного интервала времени не появятся сигналы о наличии пламени на всех горелках - процесс включения котла прекращается с выполнением операции вентиляции топки котла и установкой исполнительных механизмов в исходное положение.

при включении горелок клапана на запальной линии закрываются;

в течении установленного интервала времени происходит процесс стабилизации малого пламени на уставках розжига (давление газа, воздуха и разрежение).

После завершения процесса стабилизации малого пламени и установки рабочего давления воздуха и разрежения в топке котла выполняется операция разогрева котла с медленным, пошаговым увеличением давления газа и воздуха на горелках.

После достижения заданной температуры теплоносителя на выходе котла (температура разогрева) включается автоматическая регулировка газа и воздуха в зависимости от нагрузки на котел.

При выключении котла все исполнительные механизмы газовой линии устанавливаются в исходное положение и включается операция вентиляции топки котла.

С момента завершения операции розжига горелок включается программная Система Безопасности котла.

Основные функции Системы Безопасности котла:

отключение подачи топлива в соответствии с требованиями п.15.6 СНиП 2-35-76 при:

- повышении давления газа перед горелкой;

- понижении давления газа перед горелкой;

- повышении давления воздуха перед горелкой;

- понижении давления воздуха перед горелкой;

- повышении разрежения в топке котла;

- понижении давления в топке котла;

- аварийном отключении дымососа;

- погасании факела горелки;

- повышении температуры воды за котлом;

- повышении давления воды на выходе из котла;

- понижении давления воды на выходе из котла;

- уменьшении расхода воды через котел;

- прекращении подачи электроэнергии;

- неисправности цепей противоаварийной защиты;

- непрерывный контроль исправности датчиков и линий связи с ними;

- непрерывная генерация тестовых сигналов для двух независимых внешних схем контроля функционирования программной Системы Безопасности;

Контроль за состоянием наиболее ответственных параметров котла программная Система Безопасности осуществляет по показаниям дублированных (разрежение в топке, температура воды за котлом) и троированных Приборов (давление газа на горелках, давление воздуха на горелках). Все датчики в системе управления используются только аналоговые, допускающие непрерывный контроль их исправности. Дискретные датчики не используются - их исправность/неисправность может быть установлена в момент их срабатывания или несрабатывания.

8. Электроснабжение

Для эффективной и надежной работы основного теплоэнергетического оборудования (котлоагрегатов, деаэраторов, подогревателей), необходимо быть уверенным в надежности вспомогательного оборудования. Так при выходе из строя насосов сетевой группы, котельная с водогрейными котлами немедленно должна быть остановлена, т. к. в данном случае сетевые насосы являются и циркуляционными. При возникновении неисправности дымососа или вентилятора котел также не может оставаться в работе. Большинство электроприемников относятся к 1-й группе по степени надежности электроснабжения. Поэтому обеспечению надежности питания электропотребителей уделяется особое внимание.

Для привода вспомогательного оборудования котельной (насосов, вентиляторов, дымососов) применяются асинхронные электродвигатели серии 4А. Техническая характеристика двигателей приведена в таблице 8.1. Чтобы обеспечить надежную работу указанного электрооборудования, необходимо грамотно и рационально выбрать пускозащитную аппаратуру и питающие провода и кабели.

Таблица 8.1

Характеристика электротехнического оборудования.

№ двига-теля	№ на плане	Обозначение	Мощность, кВт	частота вращения, мин-1	КПД, %		Kпуск
1	2	3	4	5	6	7	8
Привод сетевых насосов
1	1, 2	АИР 160S4	30	2900	93	0,89	6,5
2	12	4A250М2УЗ	90	2960	92	0,9	7,5
3	11	4A225М2УЗ	50	2945	91	0,92	7,5
Привод рециркуляционных насосов
4	3, 4	АИР 112М4	5,5	2900	94	0,87	7,0
Привод подпиточных насосов
5	9, 10	4A112M4У3	5,5	1500	85,5	0,86	7,0
Привод дымососов
6	5, 7	4А160S6У3	11	1500	90	0,90	6,5
Привод вентиляторов
7	6, 8	4А160S6У3	11	1500	90	0,90	6,5

Определим номинальные токи двигателей с.46[11]:

, (8.1)

где Р_н - номинальная мощность двигателя, кВт;

U_ном - номинальное между фазное напряжение, В;

_н - КПД при номинальном нагрузке;

cos_н - номинальный коэффициент мощности.

Для двигателей №1 тип АИР 160S4:

.

Для двигателей №2 тип 4A250М2УЗ:

.

Для двигателей №3 тип 4A225М2УЗ:

.

Для двигателей №4 тип АИР 112М4:

.

Для двигателей №5 тип 4A112M4У3:

.

Для двигателей №6, 7 тип 4А160S6У3:

.

Выбираем магнитные пускатели трехфазного тока серии ПМЛ (по табл. 6.18 [12]), предназначены для дистанционного управления асинхронными короткозамкнутыми электродвигателями, при номинальном напряжении 380 В:

Условие выбора:

I_н.п.I_ном, (8.2)

где I_н.п - номинальный ток пускателя, А;

АИР 160S4: ПМЛ-410004, I_ном. = 63 А;

4A250М2УЗ: ПМЛ-710004, I_ном. = 200 А;

4A225М2УЗ: ПМЛ-610004, I_ном. = 125 А;

АИР 112М4: ПМЛ-210004, I_ном. = 25 А;

4A112M4У3: ПМЛ-210004, I_ном. = 25 А;

4А160S6У3: ПМЛ-210004, I_ном. = 25 А.

Выбор защитных аппаратов.

В качестве защиты электроприемников от коротких замыканий используются плавкие предохранители. С наполнителем типа НПН2 и ПН2. Номинальный ток плавкой вставки I_п.в. предохранителя определяется по величине длительного расчетного тока. Для одного электродвигателя в качестве I_р принимается его номинальный ток I_ном.

I_п.в. I_ном; (8.3)

По условию перегрузок пусковыми токами

; (8.4)

где - коэффициент кратковременной тепловой перегрузки, при легких условиях пуска принимается равным 2,5;

I_пуск. -пусковой ток двигателя:

I_пуск. = I_ном.·K_пуск., А (8.5)

где K_пуск. - пусковой коэффициент (табл. 8.1).

Для двигателей №1тип АИР 160S4:

.

Для двигателей №2 тип 4A250М2УЗ:

.

Для двигателей №3 тип 4A225М2УЗ:

.

Для двигателей №4 тип АИР 112М4:

.

Для двигателей №5 тип 4A112M4У3:

.

Для двигателей №6, 7 тип 4А160S6У3:

.

Тогда для двигателя:

АИР160S4 : по табл. 6.4 [12] выбираем предохранитель ПН2-250/160,с I_п.в =160А, I_{ном.пред.} =250, А;

4A250М2УЗ: выбираем предохранитель

ПН2-630/500,с I_п.в = 500А, I_{ном.пред.} = 630 А;

4A225М2УЗ: выбираем предохранитель

ПН2-400/315,с I_п.в = 315А, I_{ном.пред.} = 400 А;

АИР 112М4: выбираем предохранитель

НПН2-63/32,с I_п.в = 32А, I_{ном.пред.} = 63 А;

4A112M4У3: выбираем предохранитель

НПН2-63/40,с I_п.в = 40А, I_{ном.пред.} = 63 А;

4А160S6У3: выбираем предохранитель

НПН2-63/63,с I_п.в= 63А, I_{ном.пред.} = 63А.

По условию селективности номинальные токи плавких вставок двух последовательно расположенных предохранителей по направлению потока энергии различаются не менее чем на две ступени. Из табл. 6.4 [12] выбираем верхний предохранитель (рис 8.1):

Рисунок 8.1 - Принципиальная схема питания двигателя

АИР160S4 ПН2-250/250;

АИР 112М4 НПН2-63/63;

4A112M4У3 ПН2-100/80;

4А160S6У3 ПН2-100/100.

Выбор сечения жил проводов кабелей

Сечение жил проводов напряжением до 1 кВ по нагреву определяется по таблицам, в зависимости от расчетных значений длительно допустимых токовых нагрузок I_доп. из соотношения:

, (8.6)

где I_p - расчетный ток проводника;

K_п - поправочный коэффициент на условие прокладки проводов (при нормальных условиях прокладки K_п = 1).

Для цеховых электрических сетей применяются провода с алюминиевыми жилами. Сечение нулевого провода следует принимать равным или большим половины фазного сечения. Выборные проводники должны соответствовать их защитным аппаратам, что проверяется по условию

(8.7)

где K_з - кратность длительно допустимого тока провода по отношению к минимальному току или току срабатывания защитного аппарата (K_з = 0,33);

I_з - номинальный ток или ток срабатывания защитного аппарата.

Выбираем провод (табл.7.1[13]) с алюминиевыми жилами и поливинилхлоридной изоляцией, проложенный в одной трубе:

Для двигателя АИР160S4:

;

Выбираем провод АПВ 3(116) + 1(110), сечение 16 мм², допустимая нагрузка 60 А [13].

Соответственно:

4A250М2УЗ:

I_дол = 165, А; выбираем АПВ 3(195) + 1(170); I_дл.доп. =200, А;

4A225М2УЗ:

I_дол = 103,9, А; выбираем АПВ 3(1x50)+(1x35); I_дл.доп. =130, А;

АИР 112М4:

I_дол = 10,6, А; выбираем АПВ 3(1x2)+(1x2); I_дл.доп. =18, А;

4A112M4У3:

I_дол = 13,2, А; выбираем АПВ 3(1x2)+(1x2); I_дл.доп. =18, А;

4А160S6У3:

I_дол = 20,8, А; выбираем АПВ 3(1x3)+(1x2); I_дл.доп. =60, А.

Для двигателей № 2, 3 (на плане 12, 11) принимаем питание кабельной линией от трансформаторной подстанции.

Таблица 8.2

Результаты расчёта

	1 предохранитель	2 предохранитель	Провод
1	2	3	4
1	ПН2-250/160	ПН2-250/250	АПВ 3(116) + 1(110)
2	ПН2-630/500	-	АВВГ (выбор далее)
3	ПН2-400/315	-	АВВГ (выбор далее)
4	НПН2-63/32	НПН2-63/63	АПВ 3(1x2)+(1x2)
5	НПН2-63/40	ПН2-100/80	АПВ 3(1x2)+(1x2)
6	НПН2-63/63	ПН2-100/100	АПВ 3(1x3)+(1x2)

Выбираем силовые шкафы для двигателей 1, 5 и 6-ой группы ШР II - 73517 номинальный ток вводного рубильника Р18-373 400 А, число трехполюсных групп предохранителей на отходящих линиях и их номинальные токи - 6x100+2х250. Для 2-ой группы двигателей ШР II - 73704 номинальный ток вводного рубильника Р18-373 250 А, число трехполюсных групп предохранителей на отходящих линиях и их номинальные токи - 3x63.

Для полного расчета этой схемы необходимо выбрать автомат, защищающий каждую группу. Для этого находим I_p :

Выполним расчет электрических нагрузок по методу расчетных коэффициентов. На примере группы вентиляторов.

Групповой коэффициент использования:

, (8.8)

где P_нi - номинальная мощность i-го электроприемника, кВт;

k_иi - коэффициент использования i-го электроприемника;

.

Приведенное число электроприемников:

. (8.9)

Расчетная активная нагрузка группы:

, (8.10)

где К_р - коэффициент расчетной нагрузки.

Определим в зависимости от коэффициента использования K_и^гр = 0,78 и приведенного числа электроприемников коэффициент расчетной нагрузки К_р = 1,15.

Тогда

.

Расчетная реактивная мощность:

, (8.11)

где tg - коэффициент мощности, зависящий от режима работы электроприемников:

Полная мощность группы:

. (8.12)

Расчетный ток группы:

. (8.13)

Выбираем кабель АВВГ 370 + 150, допустимая нагрузка 210 А [11].

Пиковый ток линии:

I_пик. = I_p+(K_пуск+K_и)·I_ном.max. , А (8.14)

I_пик. =55,1+(6,5-0,78)·165,1=999,5 А.

По данным расчета выбираем автомат ВА 55-41-1000/1000, кратность тока отсечки к I_н.р 10.

Аналогично выбираем автомат для второй группы электроприемников.

Групповой коэффициент использования:

.

Приведенное число электроприемников:

.

Расчетная активная нагрузка группы:

К_р = 1; .

Расчетная реактивная мощность:

Полная мощность группы:

.

Расчетный ток группы:

.

Выбираем кабель АВВГ 36 + 12,5, допустимая нагрузка 23 А [11].

Пиковый ток линии:

I_пик. =10,2+(7,0-0,65)·13,6=96,6 А.

По данным расчета выбираем автомат ВА 51-33-160/96,6, кратность тока отсечки к I_н.р 10.

Для третьего двигателя (на плане 11).

Коэффициент использования:

.

Приведенное число электроприемников:

.

Расчетная активная нагрузка:

К_р = 1; .

Расчетная реактивная мощность:

Полная мощность:

.

Расчетный ток:

.

Выбираем кабель АВВГ (325+116), допустимая нагрузка 80 А [11].

Пиковый ток линии:

I_пик. =90,7+(7,5-0,85)·76=596,1 А.

По данным расчета выбираем автомат ВА 52-39-630/596, кратность тока отсечки к I_н.р 10.

Для второго двигателя (на плане 12).

Коэффициент использования:

.

Приведенное число электроприемников:

.

Расчетная активная нагрузка:

К_р = 1; .

Расчетная реактивная мощность:

Полная мощность:

.

Расчетный ток:

.

Выбираем кабель АВВГ (325+116), допустимая нагрузка 125 А [11].

Пиковый ток линии:

I_пик. =165,1+(7,5-0,65)·125=903 А.

По данным расчета выбираем автомат ВА 53-41-1000/903, кратность тока отсечки к I_н.р 10.

Полная схема питания изображена на листе №7 графической части.

9. Технико-экономические показатели

Расчет себестоимости отпускаемой теплоты.

Заявленные нагрузки на котельной составляют:

- на отопление и вентиляцию Q_от=7,5 МВт;

- на горячее водоснабжение Q^ср_г.в.= 2,25 МВт.

Установленная мощность на котельной

Годовой отпуск теплоты на отопление рассчитывается по формуле

(13.4, [14]):

, ГДж/год (9.1.1)

где - средний расход теплоты за отопительный период на нужды отопления, кВт;

n₀ - продолжительность отопительного периода, сут;

Средний расход теплоты за отопительный период на нужды отопления определяется по формуле (9.17, [4]):

(9.1.2)

где - средняя температура наружного воздуха за отопительный период, ⁰С;

- расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, ⁰С;

- расчетная температура воздуха внутри зданий, ⁰С;

- среднюю температуру наружного воздуха за отопительный период принимаем по таблице (табл. 9.1, [17]), =1,3⁰С;

- расчетную температуру наружного воздуха для проектирования отопления принимаем =-22⁰С;

- расчетную температуру воздуха внутри зданий принимаем +18⁰С.

n₀- продолжительность отопительного периода для города 200 сут;

.

Отсюда

.

Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение рассчитывается по формуле:

(9.1.3)

где - средний расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжение, кВт;

- средний расход теплоты на горячее водоснабжение в летний период, кВт;

350 - число суток в году работы системы горячего водоснабжения;

n₀ - продолжительность отопительного периода, сут.

Средний расход теплоты на горячее водоснабжение в летний период рассчитывается по формуле

, кВт (9.1.4)

где - средний расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, кВт;

t_xл - температура холодной (водопроводной) воды в летний период, ⁰С;

t_x.з - температура холодной (водопроводной) воды в отопительный (зимний) период, ⁰С;

в - коэффициент, учитывающий снижение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в летний период по отношению к отопительному.

t_xл принимаем t_xл=15 ⁰С

t_x.з=5 ⁰С

.

Отсюда

.

Годовой отпуск теплоты от котельной:

(9.1.5)

;

Годовая выработка теплоты котельной рассчитывается по формуле:

(9.1.6)

где з_т.п - коэффициент теплового потока, %;

з_т.п - принимается при работе на газе, з_т.п =95%

.

Число часов использования установленной мощности котельной в году (ч/год) рассчитывается по формуле :

(9.1.7)

где Q_уст - установленная мощность котельной;

- годовая выработка теплоты котельной, ГДж/год

.

Удельный расход условного топлива на 1 ГДж отпущенной теплоты; определяется по формуле (13.11, [14]):

т/ГДж (9.1.8)

натурального -

т/ГДж (9.1.9)

где з_бр - КПД (брутто) котельного агрегата, %;

- низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, МДж/кг;

з_т.п. -коэффициент теплового потока, %;

принимаем при работе на газе з_т.п. =97%;

; з_бр =90,5%

Отсюда:

, т/ГДж;

, т/ГДж.

Годовой расход топлива котельной :

условного: , т (9.1.10)

натурального: , т (9.1.11)

.

.

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной:

, (9.1.12)

где N_уст - установленная мощность токоприемников, кВт;

h_max - число часов работы котельной в году, ч/год;

К_эл - коэффициент использования установленной электрической мощности;

Установленная мощность токоприемников (по 13.6[14]) :

, (9.1.13)

где - удельный расход электрической мощности на собственные нужды котельной, кВт/МВт;

Q_уст - установленная мощность котельной, МВт:

=25 принимаем;

h_max= 3800 ч/год;

К_эл = 0,55 для котельных Q_уст?10 МВт

.

Годовой расход воды котельной рассчитывается по формуле (13.17 [14]):

при закрытой системе теплоснабжения:

, (9.1.14)

где - расход сырой воды, поступающей на химводоочистку для приготовления питательной воды при максимально зимнем и летнем режиме, т/ч;

n₀ - продолжительность отопительного периода, сут; n₀=200 сут;

;

.

Удельный расход сырой воды на один ГДж отпущенной теплоты рассчитывается по формуле (13.19, [14]):

, (9.1.15)

где - годовой расход воды, т/год;

Q_отп - годовой отпуск теплоты от котельной, ГДж/год

.

Расчет себестоимости отпускаемой от котельной теплоты рассчитывается в следующей последовательности:

1) годовые затраты на топливо:

, (9.1.16)

где - годовой расход натурального топлива, расходуемого котельной, т./год;

- оптовая цена натурального топлива по прейскуранту, руб/ т.

Ц_тр - стоимость транспорта натурального топлива, руб/т (для природного газа расходы по транспорту вплоть до котельной учтены в оптовых ценах).

.

2) Годовые расходы на электроэнергию :

, (9.1.17)

где - годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной, кВт•ч/год;

Ц_э - цены (тариф) одного кВт•ч, руб,

Ц_э=71,5 руб/кВт•ч

3) Годовые расходы на использованную воду :

, (9.1.18)

где - годовой расход сырой воды в котельной, т/год;

Ц_в - цена за 1 т сырой воды, руб/м³;

Ц_в=1074 руб/м³

.

4) Годовые расходы на амортизационные отчисления :

, (9.1.19)

где =12%- средняя норма амортизации ;

К- стоимость основных производственных фондов

,руб (9.1.20)

;

;

.

5) Годовые затраты на текущий ремонт:

; (9.1.21)

.

6) Годовые затраты на заработную плату эксплуатационных издержек персонала определяются по формуле:

, (9.1.22)

где З_ср.год - среднегодовая заработная плата с начислениями в фонд страхования, ;

З_ср.год - принимается равной ;

- ориентировочный коэффициент , чел/МВт;

=0,9 чел/МВт;

.

7) прочие суммарные расходы рассчитываются по формуле:

. (9.1.23)

.

8)Годовые расходы эксплуатационные по котельной :