Проектирование котельной - (диплом)

Исходная вода имеет следующий состав, который представлен в таблице 2. 1.

    Таблица 2. 1.
    Анализ исходной воды
    Обозна
    Единица измерения
    №
    Наименование
    чение
    мг. экв/л
    мг/л
    1.
    Сухой остаток
    Cв
    1017
    2.
    Жесткость общая
    Жо
    8, 6
    3.
    Жесткость карбонатная
    Жк
    4, 0
    4.
    5.
    6.
    Катионы: кальций
    магний
    натрий
    Ca2+
    Mg2+
    Na+
    4, 8
    3, 8
    1, 16
    96, 2
    46, 2
    32, 6
    7.
    Сумма катионов
    Кат
    9, 76
    175
    8.
    9.
    10.
    Анионы: хлориды
    сульфаты
    бикарбонаты
    Cl
    SO42
    HCO3
    124
    390
    11.
    Сумма анионов
    АН
    12.
    Pн=7, 5
    2. 2. ВЫБОР СХЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ВОДЫ

Выбор схемы обработки воды для паровых котлов проводится по трем основным показателям:

    - величине продувки котлов;
    - относительной щелочности котловой воды;
    - по содержанию углекислоты в паре.

Сначала проверяется, допустима ли наиболее простая схема обработки воды натрий катионирования по этим показателям.

Продувка котлов по сухому остатку, % определяется по формуле Рп=(Сх*Пк*100)/(Ск. в*x*Пк)=1072*0, 123/(3000-1072*0, 123)*100=4, 6% где Сx - сухой остаток химически очищенной воды, мг/л,

    Cx=Св+2, 96Н-10, 84Н=1017+2, 96*4, 8+10, 84*3, 8=1072 мг/л

Пк - суммарные потери пара; в долях паропроизводительности котельной Ск. в - сухой остаток котловой воды, принимается по данным завода изготовителя котлов Относительная щелочность котловой воды равна относительной щелочности химически обработанной воды, %, определяется по формуле

    Щ’=40*Жк*100=40*4*100/1072=14, 9% < 20%
    где 40 - эквивалент Щ мг/л

Щi- щелочность химически обработанной воды, мг. экв/л, принимается для метода Na -катионирования, равной щелочности исходной воды (карбонатной жесткости). Количество углекислоты в паре определяется по формуле:

    Суг=22*Жк*a0*(a'-a")=22*4, 0*0, 19(0, 4+0, 7)=18, 39 мг/л
    18, 39мг/л < 20мг/л
    где a0 - доля химически очищенной води в питательной;

a' - доля разложения НСO3 в котле, при давлении 14кгс/см2(1, 4МПа) принимается равной 0, 7 a'' - доля разложения НСO3 в котле, принимается равной 0, 4

Производительность цеха водоподготовки принимаем из табл. 1. 5 п. 44 - количество сырой воды, поступающей на химводоочистку.

    Следовательно принимаем схему обработки воды путем
    натрий-катионирование.
    Gцр=Gс. в. =3, 24кг/с=11, 66 м3/ч
    2. 3. РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ

Расчет оборудования необходимо начинать с хвостовой части т. е. с натрий-катионитных фильтров второй ступени, т. к. оборудование должно обеспечить дополнительное количество воды, идущей на собственные нужды водоподготовки.

    2. 3. 1. Натрий-катионитные фильтры второй ступени.

Для сокращения количества устанавливаемого оборудования и его унификации принимают однотипные конструкции фильтров для первой и второй ступени. Для второй ступени устанавливаем дла фильтра: второй фильтр используется для второй ступени в период регенерации и одновременно является резервным для фильтров первой ступени катионирования.

    Принимаем к установке фильтр ФИПА 1-1, 0-6
    Ду = 1000мм, Н=2м.

Количество солей жесткости полдлежащих удалению определяется по формуле: Ап=24*0, 1*Gцр=24*0, 1*11, 66=27, 98 г. экв/сутки,

где 0, 1 - жесткость фильтрата после фильтров первой ступени катионирования, мг. экв/л

Gцр - производительность натрий-катионитового фильтра, м3/ч Число регенерации фильтра в сутки:

    n=A/¦*h*E*nф=27, 98/0, 76*2*424*1=0, 04 рег/сут.
    Где h - высота слоя катионита, м
    ¦ - площадь фильтрования натрий-катионитного фильтра,
    ¦=0, 76м2, табл. 5 [3]
    n - число работающий фильтров
    E - рабочая обменная способность катионита, г. экв/м^

E=j*y*Eп-0, 5*g*0, 1=0, 94*0, 82*550-0, 5*7*0, 1=424 г. экв/м3

где j - коэффициент эффективности регенерации принимается по табл. 5-5 [5] j=0, 94 y - коэффициент, учитывающий снижении обменной способности катионита по Са+ и Mg+ за счет частичного задержания катионов, принимается по табл. 5-6 [5] y=0, 82 Eп - полная обменная способность катионкта, г. экв/м3, принимается по заводским данным g - удельный расход воды на отмывку катионита м3/м3, принимается по табл. 5-4 [5] g=7 0, 5 - доля умягчения отмывочной воды

    Межрегенерационный период работы фильтра
    t =1*24/0, 04-2 = 598ч
    2 - время регенерации фильтра, принимаем по табл. 5-4 [5]
    Скорость фильтрования
    wф=11, 66/(0, 76*1)=15, 34м/ч

Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П ступени: QNaCl=424*0, 76*2*350/1000=225, 57 кг/рег

где g - удельный расход соли на регенерацию фильтров, 350г. экв/м3 по табл. 5-4 [5] Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию составит: Qн. р=QNaCl*100/(1000*1, 2*26)=225*57*100/(1000*1, 2*26)=0, 72м3 где 1, 2 - удельный вес насыщенного раствора соли при t =20°С 26 - 26%-ное содержание соли NaCl в насыщенном растворе при t =20°С Расход технической соли в сутки

    Qтехн= QNaCl*100/93=225*57*0, 04*100*1/93=9, 7 кг/сут
    где 93 - содержание NaCl в технической соли, %
    Расход технической соли на регенерацию фильтров в месяц
    Qм=Qт*30=9, 7*30=291 кг

Расход воды на регенерацию натрий-катионитного фильтра слагается из: а) расхода воды на взрыхляющую промывку фильтра

    Вв=b*z/100=30*76*60*15/1000=2, 05м3
    где b - интенсивность взрыхляющей промывки фильтров л/м2
    принимается по табл. 5-4 [5], b=30 л/м2
    z - продолжительность взрыхляющей промывки, мин.
    принимается по табл. 5-4 [5], z=15

б) расхода воды на приготовление регенерационного раствора соли Врег=QNaCl*100/(1000*g*r)=225, 57*100/(1000*7*1, 04)=3, 1м3

где 100 - концентрация регенерационного раствора, принимается по табл. 5-4 [5] r - плотность регенерационного раствора, принимается по табл. 15. 6 [5], r=1, 04 кг/м3 в) расхода воды на отмывку катионита от продуктов регенерации: Вотм=q*¦*tрег=7*0, 76*2=10, 64 м3

где q - удельный расход воды на отмывку катионита, принимается 7 м3/м3 по табл. 5-4 [5] Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П-ой ступени с учетом использования отмывочных вод для взрыхления:

    Врег=2, 05+3, 1+(10, 64-2, 05)=13, 74м3/рег
    Расход воды в сутки в среднем составит:
    Всут=13, 74*0, 04 = 0, 55м3/сут
    Натрий-катионитные фильтры 1 ступени

Принимаются к установки как и для второй ступени два фильтра Ж = 1000мм, Н=2м. Количество солей жесткости подлежащих удалению определяется по формуле: A1=24*(К0-0, l)=24х(8, 6-0, 1)х11, 66=2378, 64 г. экв/л

где Ж- общая весткость воды, поступающая в натрий-катионитные фильтры 0, 1 - остаточная жесткость после первой ступени катионирования. Рабочая обменная способность сульфоугля при натрий-катионировани. Е=0, 74*0, 82*550-0, 5*7*8, 6=304 г. экв/м3

Число регенерации натрий-катионитных фильтров первой ступени: n=2378, 64/(0, 76*2*304*2)=2, 57 рег/сут

    Межрегенерационный период работы каждого фильтра
    Т1=24*2/2, 57-2=16, 67
    Нормальная скорость фильтрации при работе всех фильтров:
    wф=11, 66/(0, 76*2)=7, 67

Максимальная скорость фильтрации (при регенерации одного из фильтров) wф=11, 66/(0, 76*(2-1))=15, 34 м/ч

Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра первой ступени

    QNaCl=304*0, 76*2*150/1000=69, 31 кг/рег

Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию Q=69, 31*100/(1000*1, 2*26)=0, 22 м3

    Расход технической соли в сутки
    Qс=69, 31*257*100*2/93=383, 07 кг/сут

Расход технической соли на регенерацию натрий-катионитных фильтров первой ступени в месяц

    Qм=30*383, 07=11492 кг/мес.
    Расход воды на взрыхляющую промывку фильтра
    Впр=3*0, 76*60*12/1000=2, 05 м3

Расход воды на приготовление регенерационного раствора соли Врег=69, 21*100/(1000*7*1, 04)=0, 95 м3

    Расход воды на отмывку катионита
    Вотм=7*0, 76*2=10, 64 м3

Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра 1 ступени с учетом использования отмывочных вод для взрыхления

    В=2, 05+0, 95+(10, 64-2, 05)=11, 59 м3/рег

Расход воды на регенерацию натрий-катионитных фильтров 1 ступени в сутки Всут=11, 59*2, 57*2=59, 57 м3/сут

Среднечасовой расход воды на собственные нужды натрий-катионитных фильтров первой и второй ступени:

    в=59, 57*0, 55/24=2, 51 м3/ч
    2. 4. РАСЧЕТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ
    2. 4. 1. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ
    Исходные данные:
    1. Температура греющей воды (конденсата) на входе

в подогреватель (табл. 1. 4. п. 34) Т1=165оС 2. Температура греющей воды (конденсата) на выходе

из подогревателя (табл. 1. 4 п. 3З) Т2=80оС 3. Температура нагреваемой воды на входе

    в подогреватель (табл. 1. 4 п. 5) t2=70оС
    4. Температура нагреваемой вода на выходе из подо

гревателя (табли. 5 п. 59) t1=82, 34оС 5. Расчетный расход сетевой воды( табл. 1. 5п . 6) G=51, 37кг/с

    РАСЧЕТ
    Принимаем к установке два водоводяных подогревателя.

Так как в работе будут находиться две установки, то расход нагреваемой воды через одну установку составит:

    G1=G/2=51, 37/2=25, 68 кг/с

Расход греющей воды определяем из уравнения теплового баланса подогревателя: G1*(t1-t2)*C=G2*(T1-T2)*C*h

где h- коэффициент, учитывающий снижение тепловой мощности за счет потерь в окружающую среду, принимаемh=0, 96

    G2=(25, 68*(82, 34-70))/((165-80)*0, 96)=3, 88 кг/с
    Средняя температура греющей воды
    Тср=(165+80)/2=122, 5оС
    7. Эквивалентный диаметр межтрубного пространства

dэ=(D2-z*d2н)/(D-z*dн)=(0, 2592-109*0, 0162)/(0, 259-109*0, 016)=0, 019559м 6. Скорость воды в трубках

    wтр=G1/(¦тр*r)=25, 68/(0, 01679*1000)=1, 53 м/с
    9. Скорость воды в межтрубном пространстве
    wмтр=G2/(¦мтр*1000)=3, 88/(0, 03077*1000)=0, 126 м/с

10. Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам трубок a1=1, 163*А1*w0, 8мтр/d0, 2э=1, 163*2567, 99*1, 530, 8/0, 0195590, 2=1495, 7 Вт/м2к где А1 - Температурный множитель, определяемыйп по формуле

A1=1400+18*Тср-0, 035*Т2ср=1400+10*122, 5-0, 035*122, 52=3079, 8 11. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде a2=1, 163*А2*w0, 8тр/d0, 2э=1, 163*2567, 99*1, 530, 8/0, 0140, 2=9815, 03 Вт/м2к где A2=1400+18*tср-0, 035t2ср=1400+l8*76, 17-0, 035*76, 172=2567, 99 12. Коэффициент теплопередачи

К0=1/(1/a1+б/l+1/a2)=1/(1/1495, 7+0, 001/105+1/9815, 03)=1283 Вт/м2к где б - толщина стенок латунных трубок

    l - коэффициент теплопроводности латуни
    l=105 Вт/мк при t =122оС

Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:

    К=К0*m=1283*0, 75=962, 25 Вт/м2к

где m - поправочный коэффициент на загрязнение и неполное омывание поверхности нагрева =0, 75

    13. Поверхность нагрева подогревателя

Н=G1*C*(t1-t2)/(K*Dt)=25, 68*4190*(82, 34-70)*0, 85/(962, 25*34, 44)=34, 06 м2 14. Количество секций подогревателя

    Z=H/Fi=34, 06/20, 3=1, 7

где Fi - поверхность нагрева одной секции водоподогревателя Принимаем 2 секции

    ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО
    ПОДОГРЕВАТЕЛЯ
    Потери напора воды в трубах
    1. Внутренний диаметр трубок dвн=0, 014м
    2. Длина одного хода подогревателя: L=4м

3. Коэффициент трения / при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0, 0002м принимаем равным 0, 04

    4. Коэффициенты местных сопротивлений для одной секции:
    вход в трубки - 1
    выход из трубок - 1
    поворот в колене - 1, 7
    Сумма коэффициентов местных сопротивлений
    S¦=3, 7

5. Потери напора воды в трубках для двух секций водоводяного подогревателя при длине хода 4м

Dh=(l*Z/dвн+S¦)*w2тр*r/2=(0, 04*4/0, 014+3, 7)*1, 532*1000/2*2=354 МПа где r - плотность воды, принимаем равной 1000м/м3

- количество секций подогревателя, соединенных последовательно l - коэффициент трения

    Потери напора в межтрубном пространстве

1. Эквивалентный диаметр живого сечения межтрубного пространства dмтрэ=0, 019559м

2. Коэффициент трения при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0, 0002м и принимаем равным 0, 04

3. Коэффициент местного сопротивления подогревателя по межтрубному пространству определяем по формуле:

    ¦=13, 5*¦мтр/¦п=0, 03077/0, 03765*13, 5=11, 03
    где ¦п - площадь сечения подходящего патрубка
    Средняя температура нагреваемой воды
    tср=(t1*t2)/2=(70+82, 34)/2=76, 17оС

Среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагре ваемой водой Dt=(Dtб-Dtм)/ln(Dtб-Dtм)=(82, 66-10)/ln(82, 66/10)=34, 44оС

Где Dtб - большая разность температур = 165-82, 34 = 82, 66 °С Dtм - меньшая разность температур = 80-70=10 °С

Для сетевой установки типа БПСВ-14 к дальнейшему расчету выписываем конструктивные данные водоводяного подогревателя 140СТ 34-588-68 3 а) внутренний диаметр корпуса Двн = 259 мм

    б) наружный и внутренний диаметр трубок
    dн=16мм, dвн=14мм
    в) число трубок в живом сечении подогревателя
    Z=109
    г) площадь живого сечения трубок
    ¦тр=0, 01679м2
    д) площадь сечения межтрубного пространства
    ¦мтр=0, 03077м2
    е) поверхность нагрева одной секции
    Fi=20, 3м2
    ¦п=0, 03765м2

¦мтр - площадь живого сечения межтрубного пространства принимаем ¦м =0, 03077м2 3

4. Потери напора воды в межтрубном пространстве двух секций водоводяного подогревателя

    Dhмтр=(0, 04*4/0, 019559+11, 03)*(0, 1262*1000)/2*2=305 Па
    где L - длина одного хода подогревателя, L=4м

wмтр - скорость воды в межтрубном пространстве, wмтр=0, 126м/с (из теплового расчета водоводяного подогревателя)

    r=1000 - плотность воды в кг/м3
    2. 4. 3. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО
    ПОДОГРЕВАТЕЛЯ
    Исходные данные:
    - Температура греющего пара при давлении 0, 7 МПа
    (табл. 1. 4 р. 15) Т1=165°С
    - Температура нагреваемой воды на входе в подогреватель
    t2=82, 34°С (табл. 1. 5 п. 59)
    - Температуру нагреваемой воды на выходе из подогревателя
    t1=150°С (табл. 1. 4 п. 3)
    1. Количество теплоты расходуемое в подогревателе
    Q=25, 68*4190*(150-82, 34)*10-6=7, 28 МВт

где G1=25, 68 кг/с - расход нагреваемой воды (из теплового расчета водоводяного подогревателя)

2. В сетевой установке БЛСВ-14 в качестве пароводяного подогревателя принят подогреватель 050СT 34-577-69. Из табл. 3 выписываем его техническую характеристику:

    а) поверхность нагрева Н =53, 9м2
    б) наружный диаметр Дн = 630мм
    в) длина трубок L =3м
    г) внутренний диаметр корпуса D =616мм
    д) число трубок Z=392 шт.
    е) диаметр латунных трубок 16мм

ж) приведенное количество трубок в вертикальном ряду Zпр=17, 8 шт. з) площадь живого сечения межтрубеого пространства ¦мтр=0, 219м2 и) площадь живого сечения одного хода трубок ¦тр=0, 0151м2

    Скорость воды в трубках:
    wтр=25, 68/(0, 0151*1000)=1, 7 м/с
    4. Средняя температура нагреваемой воды
    tср=(150+82, 34)/2=116, 2 оС

5. Среднелогарифмическая разность температур между паром и водой: Dt=(82, 66-15)/(82, 66/15)=39, 64 оС

    где Dtб - большая разность температур
    Dtб=165-82, 34=82, 66 оС
    Dtм - меньшая разность температур
    Dtм=165-150=15 оС
    6. Средняя температура стенок трубок
    tстср=(Tср+ tср)/2=(165+116, 2)/2=140, 6 оС
    7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок

a1=А2*1, 163/(Zпр*dн*(T-tстср))=4*8352, 6*1, 163/(17, 8*0, 016*(165-140, 6))=5983 Вт/м2к где А2 - температурный множитель, определяемый по формуле

А2=4320+47, 54*Т-0, 14*Т2=4320+47, 54*165-0, 14*1652=8352, 6

    8. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок кводе:

a2=А1*1, 163*w0, 8тр/d0, 2вн=3019*1, 163*1, 70, 8/0, 0140, 2=12602 Вт/м2к где A1 - температурный множитель , определяемый по формуле

A1 = 1400+18*tср-0, 035*t2ср=1400+18*116, 2-0, 035*116, 22=3019 9. Коэффициент теплопередачи

К0=1/(1/a1+0, 001/l+1/a2)=1/(1/5983+0, 001/105+1/12602)=3914 Вт/м2к Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:

    К=3914*0, 75 = 2935, 5 Вт/м2к

где 0, 75- поправочный коэффициент на загрязнение и неполное смывание поверхности нагрева, m = 0, 75

    10. Поверхность нагрева пароводяного подогревателя
    H=7, 28*106/(2935, 5*39, 64)=62, 56 м2
    11. Количество подогревателей
    Z=60, 4/53, 9=1, 16
    Принимаем 2 рабочих
    2. 4. 4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО
    ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Потери напора в трубках пароводяного подогревателя определяются по формуле: Dh=Dhтр+Dhмс=(l*L/dэ*Z+ет)*wтр*r/2=(0, 04*3/0, 014*4+13, 5)*1, 72*1000/2=69050 Па где Dhтр - потери напора на трение

    Dhмс - потери напора на местные сопротивления

l- коэффициент трения, принимаемый при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости = 0, 0002м равным 0, 04

    r-плотность воды, 1000 кг/м3

L - длина одного хода пароводяного подогревателя, принимаем 3м Z - количество ходов подогревателя, в данном дипломном проекте расчитывается четырехходовой пароводяной подогреватель

    ет - сумма коэффициентов местных сопротивлений.

Коэффициент местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя

    вход в камеру - 1, 5
    вход из камеры в трубки 1х4 - 4
    выход из трубок в камеру 1х4 - 4
    поворот на 180o в камере - 2, 5
    выход из камеры - 1, 5

Сумма коэффициентов местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя марки 050СТ 34-577-68 будет составлятьет =13, 5

    3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В технико-экономическом разделе дипломного проекта производится сравнение использованных двух видов топлива на реконструируемой котельной: Основного угля ГР и перспективного - газа от дегазации газовых выбросов шахт, а также определяется сметная стоимость строительных и монтажных работ. Технико-экономические расчеты производятся в гривнах с использованием переводных индексов стоимости строительно-монтажных работ в цены 1993г. , коэффициентов рыночных отношений, а также индекса удорожения цен 1997г. к ценам 1995г.

Тогда общий переводный индекс для строительно-монтажных работ: 80, 6*1013*1, 8562*10-5=1, 516 и для оборудования 48, 2*3452*1, 8562*10-5=3, 03

    3. 1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
    1. Годовая выработка тепловой энергии, ГДж
    еQвырг=еQгтп+еQсн (3. 1)
    где Qгтп - годовая отпущенная тепловая энергия,

Qсн - годовой расход тепловой энергии на обственные нужды котельной, Qсн = 15*Qот еQгтп=Qопов*nоп*3, 6+Qзгв*nоп*3, 6+Qлгв*(8400-nоп)*3, 6+Qлтех*(8400-nоп)*3, 6+Qзтех*nоп*3, 6 (3. 2) где nоп - число часов отопительного периода, nоп=4320( табл. 1. 1) Qзгв - расчетный расход тепловой энергии в зимний период, Qзгв = 1, 36 МВт (табл. 1. 2) Qлгв - то же в летний период, Qлгв = 0, 963 МВт (табл. 1. 3)

Qтех - расход тепловой энергии на технологию в зимний и летний периоды Qзтех = 11, 69 МВт, Qлтех = 1, 24 МВт (табл. 1. 3)

Qопов- расход тепловой энергии за отопительный период на отопление и вентиляцию, МВт

Qопов= Qров*(tвп-tсроп)/(tвп-tро)=15, 86*(18+1, 6)/(18+24)=7, 4 еQгопт - годовая отпущенная тепловая энергия

еQсн - годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной еQсн=0, 15*Qот Тогда:

Qготп=7, 4*4320*3, 6+1, 36*4320*3, 6+0, 963(8400-4320)*3, 6+1, 24(8400-4320)*3, 6+11, 69*4320*3, 6 =350396 ГДж/г

    Qгвыр=350396+0, 15*350396=402955, 4 ГДж/г
    2. Годовой расход топлива, т/год
    уголь
    Вг=Кптх * Qгвыр / hку * Qрн

где Кпт – коэффициент, учитывающий потери топлива для угля - Кпт =1, 07; для газа дегазации Кпт =1, 05 hку - к. п. д. брутто котельной, для угля hку =83, 96%, для газа hку =0, 93 -при сгорании каменного угля Вкт=1, 07*402955, 4/0, 8396*22040=25298 т/г -при сгорании газа от дегазации Вгт=1, 05*402955, 4*106/0, 93*39750=11, 44*106 м3/год

    3. Стоимость угля по фабрике 101, 6 грн за 1т
    Стоимость газа дегазации 84, 4 грн. за 103 м3
    4. Цена за воду 0, 560 грн. за 1м3 для шахтных котельных
    5. Цена за 1 кВт/ч потребляемой электроэнергии

Сд=0, 06 грн. , а за 1 кВт установленной мощности Сд=0, 07 грн. 6. Штатное расписание котельной при работе:

на угле – 22 человека, в том числе ИТР – 3 чел. , рабочих – 17 чел. , механизаторы – 2 чел. на газе дегазации – 18 чел. , в т. ч. ИТР – 3 чел. , рабочих – 15 чел. , механизатор – 1 чел. 7. Годовые амортизационные отчисления:

    -по зданиям и сооружениям – 5, 5%
    -по оборудованию – 12, 5%

8. Месячный фонд зароботной платы с премиями и начислениями на одного работающего по котельной. Аср=170 грн.

9. Установленная мощность котлоагрегатов. Qуст=28, 91 МВт (табл. 1. 3) 10. Годовой расход воды, м3

    Свг=Сзсв*nоп+Слсв(8400-nhоп)

где Свг , Сзсв – расход воды в зимний и летний периоды (табл. 1. 5. п. 44), м3/ч Свг=11, 66*4320+4, 03(8400-4320)=66813, 6 м3/ч

    11. Установленная мощность токоприемников, кВа
    Nу=Эуд*Qуст

где Эуд - удельная установленная мощность электродвигателей, кВт/МВт. При Qуст = 28, 91 МВт по табл. 10. 6

    для каменного угля Эуд = 12, 4 кВт/МВт и
    для газа дегазации Эуд = 13, 05 кВт/МВт
    Тогда установленная мощность токоприемников, кВа
    при сгорании каменного угля
    Nуу = 12, 4 * 28, 91 = 358, 5
    и при сгорании газа (метана) от дегазации
    Nгу = 13, 05 * 28, 91 = 377, 28
    12. Расход электроэнергии, кВт/год
    Эг=Nу*Ки*Т
    Эуг=358, 5*0, 7*3872=971, 678*103 кВт*ч

Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке Т=Qгвых/(Qуст*3, 6)=402955, 4/(28, 91*3, 6)=3872

    3. 2. РАСЧЕТ ДОГОВОРНОЙ СТОИМОСТИ
    СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ

В табл. 3. 1 приведены капитальные затраты производственно-отопительной котельной с двумя паровыми котлоагрегатами КЕ-25 для закрытой системы теплоснабжения. Здание котельной из железобетонных панелей. В табл. 3. 1 приведены цены 1984г.

    Таблица 3. 1
    Сводка затрат на строительство котельной
    Затраты, тыс. руб.
    №
    Наименование работ и затрат
    Строитель-ные работы
    Монтажные работы
    Оборудова-ние
    Всего
    1
    2
    3
    4
    5
    6
    1.
    Общестроительные работы по зданию котельной
    34, 64
    34, 64
    2.

Работы по котлоагрегатам КЕ-25 (общестроительные, обмуровка, изоляция) 2, 734

    2, 734
    3.
    Теплоизоляция оборудованияи трубопроводов
    1, 116
    1, 116
    4.
    Работы по газоходам, воздуховодам, фундаментам
    2, 468
    2, 468
    5.
    Приобретение и монтаж оборудования котельного цеха
    14, 68
    398, 48
    413, 16
    6.
    Автоматизация котельной
    1, 14
    44, 56
    45, 70
    7.
    Работы по водоподготовительному
    отделению, в т. ч. склады реагентов
    2, 46
    2, 46
    1
    2
    3
    4
    5
    6
    8.
    Приобретение и монтаж электрооборудования
    2, 86
    48, 68
    51, 54
    9.
    Монтаж водоподготовительного
    отделения
    3, 14
    67, 44
    70, 58
    10.
    Работы по топливоподаче
    3, 122
    31, 14
    34, 26
    11.
    Монтаж топливоподачи
    2, 03
    67, 44
    70, 58
    12.
    Работы по дымовой трубе
    6, 48
    6, 48
    13.
    Внутриплощадочные санитарно
    технические сети
    1, 6
    1, 12
    22, 48
    25, 20
    14.
    ИТОГО
    54, 64
    24, 97
    612, 78
    692, 19
    15.

Итого, тыс. грн. с учетом перевод-ного коэффициента, учитываю-щего удорожания и инфляцию:

для строительно-монтажных работ 1, 516; для оборудования 3, 03 82, 834

    37, 809
    1856, 72
    1977, 36

На основании денных таблицы 3. 1 производим расчет договорной цены. В целях большей наглядности базисная стоимость строительномонтажных работ в составе договорной цены определена отдельно по каждой составляющей строительной части и монтажной. Расчет договорной цены приведен в таблице 3. 2.

Проект котельной предусматривает в дальнейшем перевод работы котельной с каменного угля на газ-метан от дегазации шахтных газов. При этом капитальные затраты увеличатся за счет строительства, монтажа и приобретения оборудования по дегазации: в том числе на строительно-монтажные работы - 36, 4 тыс. грн. и на оборудование - 16, 2 тыс. грн.

И тогда все строительно-монтажные работы котельной при работе на газе-дегазации составят 157, 04 тыс. грн. , а стоимость оборудования составит 1872, 92 тыс. грн.

    Таблица 3. 2
    Расчет договорной цены на строительство котельной
    Стоимость работы, тыс. грн при работе:
    №
    Наименование затрат
    Обоснование
    на угле
    на газе от дегазации
    1
    2
    3
    4
    5
    1.
    Базисная сметная стоимость строительно-монтажных работ
    табл. 3. 1 п. 16
    120, 64
    157, 04
    2.

Затраты и доплаты, вызываемые влияни-ем рыночных отношений, в том числе:

    403, 59
    2. 1

- приобретение материалов, изделий и конструкций по договорным ценам 257% от п. 1

    310, 04
    47, 74
    2. 2
    - увеличение зарплаты работников строительства
    30, 4% от п. 1
    36, 67
    5, 81
    2. 3
    - отчисления в фонд Чернобыля
    3, 7% от п. 1
    4, 46
    1, 41
    2. 4
    - отчисления в фонд занятости
    0, 9% от п. 1
    1, 08
    17, 59
    2. 5
    - отчисление на соцстрах
    11, 2% от п. 1
    13, 51
    17, 59
    2. 6

- разница в размере амортизационных отчислений стоимости ГСМ, запасных частей, машин и т. д.

    11, 9% от п. 1
    14, 36
    18, 69
    2. 7
    - удорожание автотранспортных перевозок
    18, 6% от п. 1
    22, 44
    29, 21
    2. 8
    - удорожание железнодорожного транспорта
    6, 6% от п. 1
    7, 96
    10, 36
    2. 9
    - удорожание электроэнергии
    3, 7% от п. 1
    4, 46
    5, 81
    2. 10
    - удорожание тепловой энэргии
    1, 1% от п. 1
    1, 33
    1, 73
    2. 11
    - удорожание на перевозки рабочих
    6, 6% от п. 1
    7, 96
    10, 36
    2. 12
    - увеличение затрат на вневедомственную охрану
    1, 4% от п. 1
    1, 96
    2, 20
    2. 13
    - увеличение затрат на услуги связи
    0, 3% от п. 1
    0, 36
    0, 47
    2. 14

- увеличение средств, связанных с командировочными расходами 0, 4% от п. 1

    0, 48
    0, 63
    1
    2
    3
    4
    5
    3.
    Итого затраты и доплаты
    сумма п. п. 1, 2
    547, 44
    712, 64
    4.

Отчисления средств на выполнение общеотраслевых и межотраслевых НИР и опытно-конструкторских работ

    1% от п. 3
    5, 47
    7, 13
    5.
    Затраты на развитие собственной базы подрядных организаций
    10% от п. 3
    54, 74
    71, 26
    6.

Часть прибыли строительной органи-зации, обеспечивающая достаточный уровень рентабель ности ее работы

    10% от п. 3
    54, 74
    71, 26
    7.
    Итого по п. п. 3, 4, 5, 6
    662, 39
    862, 29
    8.
    Итого с учетом надбавки на добавленную стоимость
    20% к п. 7
    794, 87
    1034, 75
    3. 3. ОПРЕДЕЛЕИЕ ГОДОВЫХ
    ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ

Годовые эксплуатацлонные расходы, тыс. грн. , определяем по отдельным статьям затрат для двух вариантов топлива: уголь и газ дегазации:

    а) Расходы на топливо
    Ст = Вг * Cт *10-32, тыс. грн . /год (3. 5)
    где Вг - годовой расход топлива, т/год (тыс. м3/год)
    Ст - цена единицы топлива, грн/т (грн/тыс. м3)
    При работе на угле
    Сут =25298*101, 6*10-3=2570, 28
    При работе на газе-дегазации
    Сгт = 11, 44 * 103 * 84, 4 * 10-3 = 965, 54
    б) Расходы на электроэнергию

Расходы на электроэнергию котельных определяются по двухставочному тарифу, при котором оплачивается как присоединенная к городским сетям установленная мощность, кВ. А, или заявленный максимум нагрузки, так и фактически полученная из сетей электроэнергия:

    Сэ=(Эг*Сэ+Nу*С‘э/cosj)*10-3 , тыс. грн/год (3. 6)

где Эт - фактически полученная электрическая энергия, кВт. ч; Nу - установленная мощность, кВ. А

    cosj - коэффициент спроса; cosj=0, 95

Cэ, С’э- соответственно тариф 1 кВт. ч потребляемой энергии и 1 кВ. А оплачиваемой мощности трансформаторов.

    Суэ=971, 678*0, 06+358, 5*0, 07/0, 95=84, 7 тыс. грн. /год
    Сгэ=1022, 6*0, 06+377, 8*0, 07/0, 96=89, 2 тыс. грн. /год
    в) Расход на воду
    Св=Сгодв*Се*10-3, тыс. грн. /год (3. 7)
    где Сгодв - годовой расход воды котельной м3/год
    Се - стоимость воды грн. /м3
    Св - 66813, 6*0, 56*10-3=37, 416 тыс. грн. /год
    г) Расход на заработную плату
    Сз. п=n*Аср*12*10-3 тыс. грн. /год (3. 8)
    где n - штатное расписание котельной, чел
    12 - число месяцев
    Аср=средние месячные выплаты
    Суз. п=22*170*12*10-3=35, 64 тыс. грн. /год
    Сгз. п=14*170*12*10-3=22, 68 тыс. грн. /год
    д) Амортизационные отчисления
    Са=(Кс*Ас+ К0*А0), тыс. грн. /год (3. 9)

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6