close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

196 Выпускные квалификационные работы ОмГУПС-2016

код для вставкиСкачать
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ
УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
ОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ
ОМГУПС (ОмИИТ)
Факультет
«Заочный»
Кафедра «Теплоэнергетика»
Специальность
13.03.01  «Промышленная теплоэнергетика»
УТВЕРЖДАЮ:
Зав. кафедрой
___________________ А. П.
Стариков
«______»_________________2016 г.
ЗАДАНИЕ
на дипломную работу студента
Ташбулатовой Ларисы Петровны
1. Тема проекта: «Реконструкция котла ТП-82 на ТЭЦ-3 с заменой газомазутных
горелок» утверждена приказом по университету от 08.04.2016 г. № 695.
2. Срок сдачи студентом законченного проекта 10 мая 2016 г.
3. Исходные данные к проекту:
в качестве объекта исследования принять ТЭЦ-3, расположенную в г. Омск;
установленная тепловая мощность ТЭЦ-3  1170,74 Гкал/ч; электрическая
мощность 400,2 Мвт- ; на станции установлено 6 котлов типа ТП-230-2, 4 котла типа
ТП-82
отпускается тепловая энергия от ТЭЦ в виде горячей воды на нужды отопления и
горячего водоснабжения, а также электрическая нагрузка;
основное топливо, используемое на станции Природный Газ Багандинского
месторождения; калорийность газа 7880 ккал/м3
высота дымовой трубы 254м , диаметр устья дымовой трубы 8,4м
4. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих
разработке вопросов)
Введение.
1.Поверочный расчет котла ТП-82
2.Конструктивный расчет горелочного устройства
3. Автоматизация
5. Экономика
Заключение.
Библиографический список
5. Перечень графических материалов
1. Схема газового хозяйства Омской ТЭЦ-3
2. Продольный разрез котла ТП-82 общий вид
3. Горелка котла ТП-82 общий вид
4. Схема автоматического регулирования процесса горения
6. Консультанты по проекту (с указанием относящихся к ним разделов
проекта)
Подпись, дата
Раздел
Консультант
1. Автоматическая схема
регулирования перегрева пара
В. В. Овсянников
2. Экономическая часть
Р. С. Симак
3. Нормоконтроль
В. Р. Ведрученко
7. Дата выдачи задания 09.03.2016 г.
Руководитель ________________________ С. В. Приходько
Задание к исполнению ________________ Л.П.Ташбулатова
задание
выдал
задание
принял
8. Календарный план
Наименование разделов
дипломного проекта
Срок выполнения
1. Сбор исходных данных
09.03. – 08.04
2. Введение и обзор используемой литературы
по теме дипломного проекта
18.03 – 24.03
3 Поверочный расчет котла ТП-82
18.03 – 20.03
4. Конструкторский расчет горелки
10.03.-24.03
5. Автоматизация
28.03 – 14.04
6. Экономика
20.04 – 29.04
7. Графическая часть
18.04 –16.05
8. Сдача расчетно-пояснительной записки и
чертежей на проверку
10.05-16.05
9. Подготовка доклада
12.05 – 20.05
Руководитель ________________________ С. В. Приходько
Задание к исполнению ________________ Л.П.Ташбулатова
Примечание
Реферат
УДК 621.311.22
Дипломная работа содержит: страниц-70, таблиц-33, источников -10,
графических материалов-4.
Котлоагрегат,
топочное
устройство,
воздухоподогреватель, водяной экономайзер,
сжигание топлива – газ (резервное мазут).
пароперегреватель,
горелочные устройства,
Объектом исследования являются: котлоагрегат №14 на Омской
ТЭЦ-3 с заменой растопочных горелок на поворотные с обвязкой
газопроводами в пределах котла с установкой ЗЗУ.
Цель работы – реконструкция котла ТП-82 на ТЭЦ-3 с заменой
газомазутных горелок.
В процессе работы:
выполнялся
поверочный расчет,
конструктивный расчет, экспериментальные исследования по разработке
поворотного горелочного устройства.
В результате исследования: были модернизированы четыре
реверсивные горелки установленные на котле 14 Омской ТЭЦ-3
производительностью по газу-9500 нм3 по мазуту-8 т/ч на поворотные.
Достигнутые технико-экономические показатели: снижения затрат
на растопочное топливо повышения экологической безопасности,
снижения воздействия на окружающую среду.
Эффективность реконструкции определяется: снижением расхода эл.
энергии на собственные нужды, полного сжигания топлива.
Дипломная работа выполнена в текстовом редакторе Microsoft Word
97 и представлена в конверте на обороте обложки.
Содержание
Введение…………………………………… …………………………………….5
1.Поверочный расчет котла ТП-82……...……………………………………….7
1.1 Коэффициент избытка воздуха по газоходам ………………………………8
1.2. Объем газов по газоходам ……………………………………………… ….8
1.3. Средние объемы и парциальные давления ………………………….……..9
1.4.Теплосодержание продуктов сгорания……………………………..………10
1.5.Теплосодержание продуктов сгорания по газоходам……………….…… 11
1.6.Тепловой баланс…………………………………………………………......12
1.6.1.Расчет топочной камеры………………………………………...…….…..16
1.7.Расчет настенного радиационного пароперегревателя………………...….19
1.8.Расчет радиационного потолочного пароперегревателя……… …………20
1.9.Расчет ширмового пароперегревателя…………………………………..….21
1.10.Расчет подвесных труб заднего экрана……………………………….…..25
1.11.Расчет I части пароперегревателя (по ходу газов)…………………….…26
1.12.Расчет II части пароперегревателя (по ходу газов)……………….…...…28
1.13.Расчет водяного экономайзера………………………………..………..…30
1.14.Расчет воздухоподогревателя……………………………….…………..…32
2. Конструктивный расчёт горелки………………………………………….….34
2.1 Исходные данные для расчета горелки……………………………………34
2.2 Конструктивные характеристики воздушных каналов горелки…………35
2.3.Конструктивные
характеристики
осевого
завихрителя
прямыми
неподвижными лопатками в центральном воздушном канале……………….36
2.4Конструктивные характеристики тангенциального лопаточного
завихрителя с поворотными лопатками в периферийном канале……………38
2.5 Режимные характеристики воздушных каналов
горелки…………………………………………………………………………..39
2.6.Конструктивные
характеристики
газопроточного
устройства
горелки……………………………………………………………………………40
2.7. Режимные характеристики газопроточного устройства горелки………..41
2.8 Распределение струи газа в воздушном потоке горелки…………………45
3. Автоматизация…………………………………..…………………………….48
3.1.Технические данные системы регулирования газа и системы
регулирования воздуха…………………………………………………………..52
3.2.Устройство и работа системы регулирования газа………….…………….52
3.3.Устройство и работа системы регулирования воздуха………………........53
3.4.Схема автоматического регулирования процесса горения……………….56
4.Экономика………………………………………………………………...........57
4.1 Расчёт технико-экономических показателей ТЭЦ…………………….....57
4.2.Расчет себестоимости энергии ТЭЦ………………….…………………….69
Список используемых источников…….…………………...…………………..70
Демонстрационные листы:
Схема газового хозяйства…………………………………………………..лист 1
Продольный разрез котла…………………………………………………...лист 2
Горелка котла ТП-82 ………………………………………………………..лист 3
Схема автоматического регулирования котлоагрегата…………………...лист 4
ВВЕДЕНИЕ
Промышленный тепло-технологический комплекс является одним из
основных потребителей топливно-энергетических ресурсов страны.
Одной
из
важнейших
энергетического
проблем
комплекса
оптимального
является
развития
повышение
топливно-
эффективности
использования и экономии энергетических ресурсов.
Основными средствами решения этой проблемы являются:
– внедрение нового оборудования, технологий, позволяющих обеспечить
снижение удельных расходов топлива, тепловой и электрической энергии;
– модернизация действующего оборудования;
– замещение дорогих и ограниченных видов топлива более дешёвыми и
доступными источниками энергии;
– улучшение состояния системы учёта и контроля расхода топлива и
энергии;
Котельная установка состоит из котельного агрегата, вспомогательных
механизмов и устройств.
В данной работе рассматривается замена растопочных газомазутных
реверсивных горелок на К/А № 14 с обвязкой газопроводами в пределах
котла с установкой ЗЗУ. Реализация проекта направлена на снижение затрат
на растопочное топливо, повышение экологической безопасности, снижение
воздействия на окружающую среду. В результате установки таких горелок
достигается устойчивое горение топлива, а также происходит полное
сгорание топлива без мехнедожога и химнедожога во всем диапазоне
нагрузок.
1. Поверочный расчет котла ТП-82
В соответствии с поставленной задачей предварительно производим
расчет теплового и материального балансов установки.
Исходными данными для расчета являются эксплуатационные и
конструктивные характеристики, а также характеристики газообразного
топлива.
Исходные данные:
1. Паропроизводительность
420 т/ч
2. Давление пара в барабане котла
155 кг/м2
3. Давление пара на выходе из котла
140 кг/м2
4. Температура перегретого пара
560 0С
5. Температура питательной воды
230 0С
6. Давление питательной воды
190 кг/м2
7. Температура горячего воздуха
250 0С
Поверхности нагрева
1630 м2
I части пароперегревателя
II части пароперегревателя
830 м2
Ширмового пароперегревателя
980 м2
Водяного экономайзера
4920 м2
Воздухоподогревателя
22560 м2
Вид топлива – природный газ
Низшая теплота сгорания
Qнр
=8201 ккал/м3
Элементарный состав топлива в % по весу:
Метан (СН4) -98,6%, этан(С2Н6) -0,18%, пропан(С3Н8) -0,03%, бутан(С4Н10) 0,01%, азот(N2) -0,93%, углекислота(CO2) -0,25%
1.1.Коэффициент избытка воздуха по газоходам
Таблица 1.1
В топке перед
В рассечку
За пароперегревателем
п/п
1,15
За водяным
За ВЗП
экономайзером
1,175
1,2
1,23
1,28
1.2.Объем газов по газоходам
Коэффициент избытка воздуха
ность
Наименование величин
Размер-
Таблица 1.2
1,15
1,175
1,2
1,23
1,28
 

n
V 0  0.0476 *  m  Cm H n* 
2
 

нм /кг
0,0476*[2*98,6+3,5*0,18+0,03+6,5*0,01]=9,42
N
V  0,79 *V  2
100
нм3/кг
0,79*9,42+0,93/100=7,45
VRO2  0,01* CO2  mCm H m 
нм3/кг
0,01[0,03+1*98,6+2*0,18+30,03+4*0,01]=0,99
0
N2
0
H 2O
V
0
3
нм3/кг 0,01[4/2*98,6+6/2*0,18+8/2*0,03+10/2*0,01]=
 n

0
 0,01*  Cm H n   0,0161*V
=2,13
 2

VH2O  VH02O  0,0161(  1) *V 0
нм3/кг
2,152
2,158
2,160
2,164
2,172
Vг  VRO2  VN02  VH2O  (  1) *V0
нм3/кг
12
12,246
12,484
12,711
13,250
1.3.Средние объемы и парциальные давления
Таблица 1.3
V х  Vгх1
VСр  г
2
м3/кг
rRO2 
VRO2
м3/кг
rH 2O 
V H 2O
Vср
12,123
12,365
12,627
13,01
0,082
0,081
0,080
0,078
0,076
0,179
0,178
0,174
0,171
0,166
0,261
0,259
0,254
0,249
0,242
м3/кг
Vср
rн  rRO2  rH 2O
12
м3/кг
1.4.Теплосодержание продуктов сгорания
Температура, 0С
Таблица 1.4
Наимено-
100
200
300
400
500
600
700
800
VRO2(CV)co2
40,2
84,5
132,2
183
235
289
345
403
V0N2(CV)N2
231,0
462,6
697,3
937
1182
1430
1684
1944
V0H2O(CV)H2O
77
155
235
319
404
492
584
679
I0г=∑υcυ
348
702
1065
1438
1821
2211
2577
3026
Наимено-
900
1000
1100
1200
1800
1900
2000
2200
VRO2(CV)co2
461
521
581
643
1017
1081
1145
1210
V0N2(CV)N2
2213
2480
2749
3017
4701
4992
5275
5565
V0H2O(CV)H2O
775
878
979,8
1084
1759
1876
1998
2117
I0г=∑υcυ
3449
3879
4310
4744
7477
7949
8418
8892
вание
вание
1.5.Теплосодержание продуктов сгорания по газоходам
У=У20+(α-1)У0*b
α=1,15
Таблица 1.5.1.
0
T
С
900
1000
1100
1200
1800
1900
2000
2100
(α-1) У0*b
ккал/кг 432
485
538
592
921
978
1034
1091
У
ккал/кг 3881
4364
4848
5336
8398
8927
9452
9983
α=1,175
Таблица 1.5.2
0
T
С
600
700
800
900
(α-1) У *b
ккал/кг 327
386
445
504
У
ккал/кг 2538
2963
3471
3953
0
α=1,20
Таблица 1.5.3.
T
(α-1) У0*b
0
С
500
600
700
ккал/кг 308
373
441
У
ккал/кг 2129
2584
3018
α=1,23
Таблица 1.5.4.
0
T
С
300
400
500
(α-1) У0*b
ккал/кг 208
280
354
У
ккал/кг 1273
1718
2175
α=1,28
Таблица 1.5.5.
0
T
0
С
100
200
300
(α-1) У *b
ккал/кг 83
168
254
У
ккал/кг 431
870
1319
1.6.Тепловой баланс
Таблица 1.6.
Располагаемое
Qр
р
ккал/кг Фактические
тепло на
данные 2015г.
8201
1кг топлива
Температура
Тух
0
С
Принимается
уходящих газов
Энтальпия
170
Уух
ккал/кг По табл. У-Т
уходящих газов
714
Коэффициент
избытка воздуха
Принимается
α
-
Q2
ккал/кг
Уух-αух*Уух
714-1,28*99=587,28
q4
%
природный
0
1,28
уходящих газов
Абсолютная
потеря тепла с
уходящими
газами
Потеря тепла от
механического
недожога
газ
Относительная
потеря тепла с
уходящими
Q2
* (100  q4 )
Q рр
587.28
* (100  0)  7,16
8201
q2
%
q3
%
для газа
0
Q3
ккал/кг
q3
* Q рр
100
0
газами
Потеря тепла от
химического
недожога
Абсолютная
потеря тепла от
хим недожога
Относительная
потеря тепла на
0,4
q5
%
охлаждение
q5
Дкном
; (q5ном  0,4)
Дфакт
0,4
* 8201  41.01
100
Q5
Расход
продувочной
Дпр
кг/ч
0,01*Д прод
0,01*420=4,2
%
100-∑(q)
100-(q2-q3+q5)=92,44
воды
КПД
η
котлоагрегата
Температура
перегретого
tпп
0
С
задана
560
пара
Энтальпия
Норма
iпп
перегретого
ккал/кг
833,6
(Р=140ата)
пара
Температура
питательной
воды
задана
tпв
0
С
230
Энтальпия
Норма
iпв
питательной
ккал/кг
(Рбараб=190ата)
237,1
ккал/кг
(Рнасыщ=155ата)
386,5
воды
Энтальпия
iкв
котловой воды
D(iпп  iпв )
Q рр * 0,01 * R
Полный расход
топлива
3
Вр
м /с
Полный объем
топочной
420000(833,6  237.1)
 420(386,5  237,1)
8201* 0,01* 92,24
 33,1
По
м3
Vт
конструктивным
камеры
1918
данным
Условное
видимое
теплонапряжени
ккал/кг
qm
е топочного
B * Q рр
33,1* 8201
 141,5
1918
Vт
объема
отнесенное по
всему объему
1.6.1.Расчет топочной камеры
Таблица 1.6.1.
Поверхность стен
По конструктивным данным
1330
топочной камеры
Fст
м2
Радиационная
Нл
м2
По конструктивным данным
1187
ψ
м2
Hл
Fст
1187
 0,893
1330
S
м
поверхность
топочной камеры
Степень
экранирования
топки
Эффективная
толщина
излучающего слоя
3,6 *
Vт
Fст
3,6 *
1918
 5,2
1330
Температура
tгв
0
С
принята
300
ккал/к
Таблица У-Т
1319
Iгв0(αт-∆αг-∆αпл)+
1319*(1,15-
горячего воздуха
Энтальпия горячего
iгв
воздуха
г
Тепло внесенное в
топку воздухом
Qв
ккал/к
+I0хв(∆αт+∆αпл)
0,05)+99*0,05=1455,8
г
5
Полезное
тепловыделение в
Qт
топочной камере
ккал/к
г
Температура газов
на выходе из топки
QРр *
100  q3
 Qв
100
Tт
0
1100
С
0,3 * (2  1,15)(1,6 *
ослабления лучей
0,3 * (2   т )(1,6 *
Кс
частицами
1/м*м
Tт"
Cр
)* р
1000  0.5 Н
1373
)*
1000  0.5
* 2,97  1,285
Па
Коэффициент
(
ослабления частиц
трехатомными
100  0,5
 9296,45
100
принята
Коэффициент
сажистыми
8201 *
Кг
газами
1/м*м
Па
1,8  16 * rH 2O
(
 1) *
3.16 rH S
* (1  0.37
1,8  16 * 0,178
 1) *
3.16 0,261* 0,1* 5,2
* (1  0.37
1100
)  1,03
1000
Tт
)
1000
Сила поглощения
газового потока
Кs
Кг*Р*S
1.03*0.1*5.2=0.54
aсв
1-e-(Кг*rn+Кс)PS
1-e-1.554*0.1-5.2=0.554
1-e-Кг*rnPS
1-e-1.03*0.261*0.1*5.2=0.13
Степень черноты
светящейся части
пламени
Степень черноты
несветящейся
газовой части
пламени
Коэффициент
характеризующий
долю топочного
aг
объема
m
принимаем
0,1
aф
m*aсв+(1-m)*aг
0,1*0,13+(1-
заполненного
светящейся частью
факела
Эффективная
степень черноты
факела
Степень черноты
0,1)*0,554=0,51
аф
aТ
факела
0,51

0,51  (1  0,51) * 0,893
 0,538
аф  (1  аф ) ср
Относительная
высота максимума
температур
0,27
χ
5
18,5
М
0,52-0,3*χ
0,52-0,3*0,27=0,44
Qт  I т''
(*)
Ta  Tт"
32797  15600

1670  850
 21.9
принята
1100
Таблица У-Т
15600
топочных газов
Вспомогательный
коэффициент
Суммарная
теплоемкость
продуктов сгорания
Vср
0
кДж С
/м3
Температура газов
на выходе из топки
T”т
0
i”т
кДж/м
С
Энтальпия газов на
выходе из топки
3
Действительная
температура за
топкой
υ ”т
0
С
Ta
0, 6
 5.67 * Ср * Fст * ат * Т а 
 1
M
 10 4 * * B *VC 
р
ср


 273
830
Так как расхождение температуры Т”т и полученной температурой за
υ”т =830 0С превышает 100 0С, то принимаем Т”т= 850 0С и
топкой
пересчитываем формулу (*) и υ”т.
Таблица 1.6.2.
Суммарная
Vср
0
кДж С
/м3
теплоемкость
Qт  I т''
(*)
Ta  Tт"
продуктов сгорания
20,97
Температура газов
на выходе из топки
T”т
0
”
0
С
принята
Действительная
температура за
850
Ta
υ
т
С
0, 6
 5.67 * Ср * Fст * ат * Т а 
 1
M
 10 4 * * B *VC

р
ср


топкой
 273
818
Полученная υ”т=8180С удовлетворяет нашим требованиям.
1.7. Расчет настенного радиационного пароперегревателя
Таблица 1.7.
Лучистая воспринимающая
поверхность настенного
перегревателя
Н∆на
М2
Конструктивные
183
данные
ст
Коэффициент неравности
распределения лучистого
тепла в топке
принята
1
У1
Тепловосприятие
настенного
Qнас
пароперегревателя
ккал/
кг
У*
Qл
* Н наст
Нл
1*
4091
*183  630,7
1187
Расход пара через
настенный
пароперегреватель
Прирост теплосодержания
Д’
Кг/ча
с
Д-Дпонд
420000
пара в настенном
пароперегревателе
∆iнас
р
ккал/
В р * Qн
кг
Д
17867 * 630,7
 26,83
420000
Теплосодержание на
выходе из настенного
iинст
пароперегревателя
iнср+∆iрнас
ккал/
622,3+26,83=649,1
кг
Температура пара на
выходе из настенного
tинст
0
С
нормаль
371
пароперегревателя
Средняя температура пара
tср
0
Средний удельный объем
Vп
0
С
С
"
0.5 * (t n  t нст
)
0,5*(343+371)=357
нормаль
0,0123475
пара
(Р=152,5)
Сечение для прохода пара
Средняя скорость пара
fп
м2
0,785d2*ntр
Wп
м/сек
D *V
420000 * 0.0123475
3600 * f n
3600 * 0.098
0,098

 14.7
1.8.Расчет радиационного потолочного пароперегревателя
Таблица 1.8.
Лучевоспринимаемая
Нлп
М
2
поверхность потолочного
Конструктивные
63
данные
пароперегревателя
Коэффициент
неравномерного обогрева
потолочного п/п
У
-
Qп/пп
Ккал/к
принята
0,5
Тепловосприятие
потолочного
пароперегревателя
г
У
Qл
* Н лп
Нл
0,5
4091
* 63  108,6
1187
Прирост теплосодержания
пара в потолочном
пароперегревателе
∆iпр
В р * Qпп / п
Ккал/к
г
Д
17867 *108,6
 4,62
420000
Теплосодержание пара за
iпрп
потолочным п/п
iнст”+∆iпр
Ккал/к
649.1+4.62=653.7
г
Температура пара за
377
t”рп
потолочным п/п
Средняя температура пара
tср
0
С
нормаль
0
С
"
0.5 * (t нст
 t ппр )
(Р=150)
0.5 * (371  377) 
 374
Средний удельный объем
0,014276
пара
м3/к
VП
нормаль
(Р=150)
г
Сечение для прохода пара
Конструктивные
Средняя скорость пара
fп
м2
данные
Wп
м/се
D *Vп
3600 * f п
к
0,096
420000 * 0,014276

3600 * 0,096
 17,35
1.9.Расчет ширмового пароперегревателя
Таблица 1.9.
Температура газов за
ширмами
Тш
0
У”ш
Ккал/кг
С
принята
957
Таблица У-Т
4424
Теплосодержание газов
за ширмами
Удельная температура
(теплосодержание)
Тепловосприятие
экранов в области ширм
Qэ
Ккал/кг
Принято
94
Ккал/кг
принято
18
Тепловосприятие
потолочного
п/п
в Qшпот
области ширм
Тепловосприятие ширм
Qбш
по балансу
Средняя
температура
Ккал/кг
У
"
т

"
ш
5159  4424* 0,995 *
У Ш
* * Qэ  Qпот
* 94  18  620
газов
Средний

С

"
0,5 Т т"  Т Ш
секундный
объем газов
Живое
0
Тср
сечение
0,5850  957  903,5
Vсек
м3/сек
В р * Vг  Т ср 

 1
3600  273 
17867 * 12,69
*
3600
 903,5 
*
 1  487
 273

Fг
м2
Конструктивные данные
110,8
0,237*0,99=0,235
487
 4,4
110,8
номограмма
37,6
для
прохода газов
Средняя скорость газов
Wг
м/сек
αк
Ккал/
Коэффициент
теплоотдачи
0
424 С
конвекцией
Радиационная
поверхность
(n=68)
Конструктивные данные
окна
H0
м2
У
-
129,5
топочной камеры
Коэффициент
неравномерности
стр.35
0,75
распределения тепла
Радиационная
поверхность ширм п/п
Конструктивные данные
Hлш
м2
129,5*16/18=115
Тепловосприятие ширм
излучением
Qлш
У
Ккал/кг

Прирост
теплосодержания пара в ∆iш
B p * Qшб  Qлш
Ккал/кг
Температура пара перед
0,75

D'
ширмах
ширмами
QП
* Н лш
Нл
4091
*115  379
1187
17867 * 620  379

420000
 69,3
Принята, считая что во
t’ш
0
С
всем потолочном п/п
377+2=379
температура повысилась на
20
Теплосодержание пара
перед ширамами
i’ш
Ккал/кг
нормаль
689,7
(Р=150)
Теплосодержание пара
i”ш
за ширмами
Температура
пара
за
t’’Ш
ширмами
Средняя
Ккал/кг
0
Средний
нормаль
454
(Р=147,5)
'
tср
0
V0
3
0,5( t ш
С
 t ш" )
0,5*(379+454)=417
удельный
объем пара
689,7+69,3=759
С
температура
пара в ширмах
i’ш+∆ iш
нормаль
0,017528
м /сек
Средняя скорость пара
Nп
м/сек
αл
Ккал/
D ' *V0
3600 * f n
420000 * 0.017528
3600 * 0.246
 8.3

Коэффициент теплоотдачи
от стенки к пару
номограмма V
1,04*2300=2400
м2ч0С
Эффективная
толщина
излучающего слоя
S
м
1,8
1/ а  1/ b  1/ c
1,8

1 / 2,43  1 / 0,782  1 / 7,9
 0,99
PnS
мата
Pn*S
0,237*0,99=0,235
Кг
-
Номограмма
1,03
KS
-
(Кг*ρп*Кп*μ)S
1,03*0,237*0,99==0,24
E
м2ч0С/
номограмма
0,015
Суммарная поглощательная
способность газового слоя
Коэффициент
ослабления
лучей 3х атомными газами
Сила
поглощения
запыленного потока
Коэффициент загрязнения
ккал
Температура загрязненной
стенки
0
tз
С
б
1 Qшвр
t ср  ( Е  ) *
2 Н р
417  (0,015 
*
620 *17867
750
1
)*
2400
 785
Коэффициент теплоотдачи
излучения
αл
Ккал/
номограмма
0,21*293=61,5
С
Тср-tср
903,5-417=486,5
Ккал/
к п
1
1  ( Е  )( x   п )
2
37,6  61,5

1
1  (0,015 
)(37,6  61,5)
2400
 39,2
H pш * К р * t
750 * 486.5 * 39.2

17867
 621
2 0
мчС
Температурный напор в
ширмах
∆t
Коэффициент
Kp
0
м2ч0С
теплопередачи
Тепловосприятие
ширм
2
по уровню теплообмена
Q
ш
Ккал/кг
Поверхность экранов в
Конструктивные
Нрэк
области ширм
Bp
м2
101,5
данные
Температурный напор в
испарительной
∆tэ
0
С
Тср-tнас
903,5-343=560,5
поверхности
Тепловосприятие
H pэк * t * К р
экранов в области ширм
Температура
пара
Qэк
Ккал/кг
t”ср
0
Bp
101,5 * 560,5 * 39,2
 94
17867
на
выходе из потолочного
С
принято
377
п/п в области ширм
Средняя
условная
температура
пара
в
потолочном
п/п
в
пр
0,5 (t п
tппср
0
 t пш )
0,5* (377  379)  378
С
области ширм
Температурный напор в
потолочном
области ширм
п/п
Тср-tсрпп
в
∆tп/п
0
С
903,5-378=525,5
Расчетная
поверхность
потолочного
п/п
в Ншпот
м2
Конструктивные
области ширм
21
данные
Тепловосприятие потолочного п/п
в области ширм
Qпот
Ккал/кг
H пот * t * К р
Bp
Приращение
21* 525,5 * 39,2
 24,21
17867
теплосодержания
пара в потолочном п/п в области
∆iп
Ккал/кг
ширм
Qпот * B p
24.21 *17867
 1.03
420000
D'
Теплосодержание
пара
за
i”пот
потолочным п/п в области ширм
Ккал/кг
iпрп +∆iп
653,7+1,03=654,7
нормаль
379
Температура пара за потолочным
t”пот
п/п в области ширм
0
С
(Р=150)
1.10.Расчет подвесных труб заднего экрана
Таблица 1.10
Температура газов за
T”под
подвесными
0
С
Тш-5
957-5=952
Ккал/кг
Таблица У-Т
4399
трубами
Теплосодержание
газов за подвесными
У”под
трубами
Тепловосприятие
подвесных труб
(4424-4399)*
Qпод
Ккал/кг
(Ут -Упод)φ
*0,996=24
1.11.Расчет I части пароперегревателя (по ходу газов)
Таблица 1.11.
Температура пара на
выходе из I части п/п
tI”
0
С
принята
493
iI”
Ккал/кг
нормаль
789,37
Теплосодержание
пара на выходе из I
части п/п
Тепловосприятие I
части п/п по балансу
QIб
Ккал/кг
Теплосодержание
газов за I частью п/п
D'*(iI"  iш" )
Bp
УI”
Ккал/кг
ТI”
0
У
"
под
Qгб cd

 *У 0 kb
 2
420000 * (789,37  759)

17867
 437
437

0,996
 0,025 * 99  3964
4399 
Температура газов за
I частью п/п
С
Средняя
температура газов
Таблица У-Т
0,5 (Tпод  Т Т )
"
0
Тср
С
Средний секундный
3
объем газов
Vсек
м /сек
Средняя скорость
Wг
м/сек
αк
Ккал/м
"
B p * V Tср
(
 1)
3600 273
849
0,5 (951  849)  900
17867 *12 * 95
*
3600
900
*(
 1)  450
273
Vсек/F
450/50,5=8,9
номограмма
0,97*0,99*59,5=
газов
Коэффициент
2 0
теплоотдачи
чС
=57,2
конвекцией
(n=6)
Средняя
температура пара
Средний удельный
tср
пара
Коэффициент
С
"
0,5 (t I
 t ш" )
Нормаль
Vп
м3/сек
объем пара
Средняя скорость
0
Wг
м/сек
0,5 (493  454)  473
0,020854
(Р=145)
D ' *Vг
3600 * f п
420000 * 0,020854

3600 * 0,199
 12,2
теплоотдачи от
α2
Ккал/м
стенки к пару
2 0
Коэффициент
м2ч0С/к
загрязнения стенки
1,04*2300=2395
чС
E
номограмма
0,015
кал
Температура
загрязненной стенки
номограмма
0
t3
б
1 B p * Qп
t ср  ( E  )
2 Hт
С
473  (0,015 
*
1
)*
2395
17867 * 37
 711
820
Эффективная
толщина
S’
1,87(S1  S2 )  4.1d *103
м
излучающего слоя
То же с учетом
излучения газового
м
S
S'
ln  lnб
ln
объекта
1,87(80  60,7)  4.1* 32*
*10 3  0,132
0,668  0,589

0,668
 0,19
0,132
Суммарная
поглощательная
способность
Pn S
PnS
мата
Kг
-
0,234*0,19=
=0,0445
газового слоя
Тоже 3х атомными
номограмма
2,6
газами
Сила поглощения
Кs
(Кг*Рn+Knμ)*S
запыленного потока
-
Коэффициент
теплоотдачи
2,6*0,234*0,19=0,116
Ккал/м
αл
2 0
чС
номограмма
0,112*225=25,2
k  л
1
1  ( Е  )( k   л )
2
36,3
излучения
Расчетный
коэффициент
Кр
2 0
теплопередачи
Температурный
напор
Ккал/м
чС
∆t
0
С
"
(Т под
 t ш" )  (TI"  tТ )
t
2,3 lg б
t м
422
Н т К n t
Bp
Тепловосприятие I
QI’
части
Ккал/кг
820 * 36.3 * 422
 435
17867
пароперегревателя
по уравнению
теплообмена
1.12.Расчет II части пароперегревателя (по ходу газов)
Таблица 1.12
Температура пара на
выходе
tпс
0
iпс
Ккал/кг
QIб
Ккал/кг
С
По заданию
560
нормаль
834,9
D'*(iпс  iп )
Bp
420000 * (834,9  813)

17867
 319
Теплосодержание
пара на выходе
Тепловосприятие II
части п/п по балансу
Теплосодержание
газов за II частью
Ув
”
Ккал/кг
Qтб
У 
  *У 0 kb

"
II
3622 
319
 3302
0,996
п/п
Температура газов за
II частью п/п
ТII”
0
С
Таблица У-Т
710
(α=1,2)
Средняя
0,5* (785  710)  748
Тср
0
объем газов
Vсек
3
м /сек
Средняя скорость
Wг
м/сек
Vсек/F
400/34,7=11,5
αк
Ккал/
Номограмма II
1,0*1,0*70,5=
температура газов
С
Средний секундный
"
0,5 (TI
 Т II" )
B p * Vг Tср
(
 1)
3600 273
17867 *13,21
*
3600
748
*(
 1)  400
273
газов
Коэффициент
теплоотдачи
2 0
мчС
=70,5
конвекцией
Средняя
температура пара
0,5 (t пс  t II )
"
tср
0
С
Средний удельный
0,5 (527  561)  544
Нормаль
0,024982
объем пара
Vп
м3/сек
Средняя скорость
Wп
м/сек
D ' *VП
3600 * f п
420000 * 0,024982

3600 * 0,164
 17,8
α2
Ккал/
Номограмма V
1,08*2680=2900
Номограмма XII
0,015
(Р=140)
пара
Коэффициент
теплоотдачи от
м2ч0С
стенки к пару
Коэффициент
загрязнения стенки
E
м2ч0С
/ккал
Температура
загрязненной стенки
t3
0
С
б
1 B p * QII
t ср  ( E  )
 2 H пс
544  (0,015 
*
1
)*
2900
17867 * 327
 664
1220
Эффективная
толщина
S’
м
излучающего слоя
То же с учетом
излучения газового
S
м
1,87(S1  S2 )  4.1d *103
S'
l n  0,5l nб
ln
объекта
Суммарная
Pn S
1,87(80  60,7)  4.1* 32*
*103  0,132
1,002  0,5 *1,037

1,002
 0,201
0,132
0,23*0,201=0,0463
поглощательная
способность
PnS
мата
Kn
-
Номограмма X
0
Kг
-
номограмма IX
2,8
газового слоя
Коэффициент
ослабления лучей
золовыми частицами
Тоже 3х атомными
газами
Сила поглощения
запыленного потока
(Кг*Рn+Knμ)*S
Кs
Коэффициент
теплоотдачи
2,8*0,23*0,201=0,13
Ккал/
αл
м2ч0С
Номограмма XII
Ккал/
k  л
1
1  ( Е  )( k   л )
2
0,122*170=20,8
излучения
Расчетный
коэффициент
Кр
м2ч0С
теплопередачи
Температурный
∆t
0
QIIб
Ккал/кг
С
напор
70,5  20,8

1
1  (0,015 
)(70,5  20,8)
2900
 38
(Т I"  t п0 )  (TII0  t по )
t
2,3 lg б
t м
(785  527)  (710  560)

259
2,3 lg
150
 199
Н псII К n t
Bp
1220 * 38 *199
 920
17867
Тепловосприятие II
части
пароперегревателя
по уравнению
теплообмена
1.13.Расчет водяного экономайзера
Таблица 1.13.
Количество тепла
приходящегося на
Qэк
Ккал/кг
Qp’-Q2-Q5-Qл-Qш-Qдоп-Qпот-
9437-587-141-37-
Qпод-Qпр-QпсII
5210-620-94-18-21-
экономайзер
437-319=1605
Приращение
теплосодержания
воды в водяном
Q лк
∆qw
Ккал/кг
i”эк
Ккал/кг
B'
D
экономайзере
1605
17867
 110
420000
Теплосодержание
воды за
iпв+∆qw
237,1+110=347
экономайзером
Температура воды за
водяным
экономайзером
По таблицам Вукановича
tпэк
0
С
(Р=155)
320
Теплосодержание
Уэк”
Ккал/кг
По таблице У-Т
газов перед
372
(α=1,23)
воздухоподогревател
ем
Температура газов
Tэк”
0
С
По таблице У-Т
перед
372
(α=1,23)
воздухоподогревател
ем
Средняя
0
tср
С
температура воды
∆t
0
С
температура газов
Тср
0
С
Средняя скорость
Wср
Температурный
напор
 t пв )
"
0,5 (t эк
'
"
"
(Tвэк
 t вэк
)  (Tвэк
 t пв )
'
"
Tвэк
 t вэк
2,3 lg "
Tвэк  t пв
0,5*
(320  230)  275
(710  320)  (372  230)

390
2,3 lg
142
 245
Средняя
м/сек
газов
Относительный
'
0,5 (Tвэк
Vср * В р
3600 * F2
*
 Tвэк )
273  Tср
273
0,5 (710  372)  541
13,37 *17867
*
3600 * 33,2
541
*(
 1)  9,6
273
S1/d
-
-
80/32=2,5
S2/d
-
-
48/32=1,5
αk
Ккал/м
Cz*Cs*Sф*αн
1,01*1,22*1,0*
поперечный шаг
Относительный
продольный шаг
Коэффициент
2 0
теплоотдачи от газов
чС
*70,0=86,2
к стенке конвекцией
Коэффициент
E
-
принято
0,015
загрязнения
Средняя
температура стенки
tср+100
tст
0
С
Эффективная
толщина
S’
275+25=300
м
1,87(S1  S2 )  4.1d *103 1,87(80  48)  4.1* 32*
*103  0,108
излучающего слоя
Эффективная
толщина
S'
м
S
l n  0,2l0б
ln
излучающего слоя
Сила поглощения 3х
PnS
мата
Pn S
3,36  0,2 * 4,95

3,36
 0,14
0,108
0,225*0,14=0,0315
атомных газов
Коэффициент
ослабления лучей
Кг
-
Кs
-
По номограмме IX
3,8
Кг*PnS
3.8*0.225*0.14=0.12
dн*aC2
0,115*61,0=7,0
к п
1  Е ( к   п )
86,2  7,0

1  0,015(86,2  7,0)
 38,7
H * K * t
B'
4920 * 38,7 * 245

1787
 1615
дымовыми газами
Сила поглощения
газового потока
Коэффициент
теплоотдачи
Ккал/м
2 0
αл
чС
излучением
Расчетный
коэффициент
Ккал/м
2 0
Кр
чС
теплопередачи
Тепловосприятие
водяного
Ккал/к
г
Qт
экономайзера по
уравнению
теплообмена
1.14.Расчет воздухоподогревателя
Таблица 1.14.
Температура гор в-х
Теплосодержание
tгв
Ухв0
горячего воздуха
Температура
0
С
принято
303
Ккал/к
Табл. У-Т
999
С
По заданию
30
Ккал/к
Табл. У-Т
99
г
tхв
0
холодного воздуха
Теплосодержание
холодного воздуха
Отношение
Ухв0
г
αm-∆αm-∆αпп+∆αвп/2
(1,2-0,05-0,025)=
количества
воздуха в п/п к
=1,125
Ввп
’
-
теоретически
необходимому
β’вп(У0гв-У0хв)
Тепловосприятие
воздуоподогревател
Qвпб
1,125(999-99)=
Ккал/к
я по балансу
=1011
г
Средняя
температура воздуха
tср
0
С
0,5 (t хв
 t гв )
0,5 (30  303)  167
Теплосодержание
воздуха при средней
Уср0
Ккал/к
температуре
Теплосодержание
554
У”экII(Qвпб/φ)+∆αУср0
1699(1011/0,966)+0,
г
Уух
Ккал/к
уходящих газов
Температура
Табл. У-Т
г
Тух
0
05*554=715
С
Табл. У-Т
155
уходящих газов
(α=1,28)
Средняя
температура газов
0,5 (t
Тср
0
С
Средний секундный
объем газов
Vп
м3/сек
"
эк
 Tух )
VB p Tcp
(
 1)
3600 273
0,5
(372  155)  263
1405 *17867 *10.3
3600
*(
Средняя скорость
Wг
м/сек
α1
Ккал/м
263
 1)  222
273
Vсек/F
222/18,8=11,8
Номограмма IV
1,1*1,0*33,2=
газов
Коэффициент
теплоотдачи со
стороны газов
2 0
чС
=36,6
*
Средняя скорость
 вn' * В p *V0 t cp
(
 1)
3600  в
273
Wв
м/сек
α2
Ккал/м
воздуха
Коэффициент
1,125 *17897 *10,3
*
3600 * 24,8
167
*(
 1)  6,1
273
1,01*1,3*0,89*48=5
чС
S1 30
S 40
 *1,5 2  *1,0
d 40
d 40
ξ
-
Номограмма XII
0,62
Кр
Ккал/м
2 0
теплоотдачи со
6,1
стороны воздуха
Коэффициент
использования
Коэффициент
2 0
теплопередачи
чС
Температурный
0
С
-
"
TэкII
 Tух
противотоке
Параметр
Р
1 2
1   2
t б  t м
t
2,3 lg б
t м
∆tпр
напор при

"
TэкII
 t хв
Параметр
ψ
Средний
∆t
0
0,65
36,6 * 56,1
 14,4
36,6  56,1
(155  30)  (372  303)

125
2,3 lg
69
 94
372  155
 1,25
372  30
-
Номограмма XV
0,95
С
Ψ*∆tпр
0,95*94=89,3
температурный
напор
Тепловосприятие
воздухоподогревате
Qтб
ля по уравнению
НtK p
Ккал/к
г
Bp
22560 *14,4 * 89,3

17867
 1005
теплообмена
2. Расчёт горелки
2.1.Исходные данные для расчета горелки
Таблица 2.1.
Наименование параметра
обозначение
размерность
величина
Природный газ
QН0  7880ккал / мм3
Топливо
Нагрузка котла
Д
%
100
Тепловая мощность горелки
мВт
Qг
Производительность горелки
77
3
Вр
мм /ч
7850
dт
-
1,1
Количество горелок на котле
Zv
шт
4
Присосы воздуха в топку
∆dт
%
10
Температура горячего воздуха
tгв
по топливу
Коэффициент избытка воздуха
на выходе из топки
Доля воздуха, подаваемого
0
С
274
ς гор
%
70
ςст
%
30
Vгв
м3/с
27,4
через горелки
Доля воздуха, подаваемого
через шлицы встречного дутья
и тритичного воздуха
Объемный расход горячего
воздуха, подаваемого через
одну горелку
Доля рецикулирующих
τгор
0
С
10
tдг
0
С
373
Vрец
м3/с
6,35
Vсм
м3/с
33,755
дымовых газов в топку через
горелки в смеси с горячим
воздухом
Температура
рециркулирующих дымовых
газов
Объемный расход
рециркулирующих дымовых
газов, проходящий через одну
горелку
Объемный расход смеси
воздуха и рециркулирующих
газов
2.2.Конструктивные характеристики воздушных каналов горелки
ь
ост
рн
е
ме
ни
раз
аче
озн
Наименование
об
Таблица 2.2.
Величина
параметра
Горелка в целом
Центральный
Периферий
канал
ный канал
Диаметр канала на
выходе - наружный
d
м
0,965
0,317
0,85
D
м
-
0,081
0,325
Dэ
м
d 2  D2
0,081
0,32
0,3
-
-
0,9*1,8=1,62
0,253*1,8=
0,6*1,8=1,08
Диаметр канала на
выходе – внутренний
Эквивалентный
диаметр кольцевого
канала
Расстояние от среза
амбразуры до первого
Хг
м
ряда газораздающих труб
Входное сечение
кармана горелки
Fвх
м2
=0,455
Выходное сечение
Fk
м2
кармана горелки
0,073+0,484=
0,785*(0,3172—
0,785*(0,852-
=0,557
0,0812)=0,073
0,3252)=
=0,484
0,785*0,9652=
Выходное сечение
амбразуры горелки
F0
м2
Доля выходного
=0,731
0,557/0,557=1
-
-
0,073/0,557=0,13
0,484/0,557=
сечения воздушных
=0,87
каналов
f
-
Доля эффективного
сечения воздушных
0,557/0,731=0,76
fэф
каналов горелки
Соотношение сечении
выхода и входа
0,073/0,731=0,1
0,484/0,731=
=0,66
-
Fвых
Fвх
-
0,731/1,62=0,45
0,073/0,455=0,16
0,484/1,08=
=0,45
Соотношение сечений
0,484/0,073=
Fпер
периферийного и
1,0
Fц
центрального каналов
-
=6,63
-
2.3.Конструктивные характеристики осевого завихрителя прямыми
неподвижными лопатками в центральном воздушном канале
сть
размерно
параметра
ние
Наименование
обозначе
Таблица 2.3
Формула и
Расчет
обоснование
Длина окружности
через наружные
d1
м
Принято
0,314
Д1
м
Принято
0,095
Д1/ d1
-
-
0,095/0,314=0,3
Zл
-
Принято
8
Sл
м
Принято
0,003
Kл
-
Принято
1,0
K0
-
Принято
1,0
γ0
-
360/Zл
360/8=45
кромки лопаток
Диаметр
окружности через
внутренние кромки
лопаток
Соотношение
диаметров
Количество
лопаток
Толщина лопаток
Степень
перекрытия по
внутренним
кромкам лопаток
Степень
перекрытия по
наружным
кромкам лопаток
Центральный угол
Угол сектора,
занимающего
γ
-
K0*r0
1,0*45=45
Kл*r0
1,0*45=45
основание лопатки
по внутренней
обечайке
Угол сектора,
занимаемого по
наружной
обечайке
γл’
-
Угол наклона
Βл
-
принят
25
l0
м
Д1 sin  0'
*
2 sin  л
0,095 sin 45
*
 0,0795
2
sin 25
lл
м
d1 sin r
*
2 sin 
0,314 sin 45
*
 0,2627
2
sin 25
n
-
лопаток к оси
горелки
Длина лопатки
(основания) по
внутренней кромке
Длина лопаток по
наружной кромке
Конструктивный
2(d 2  D 2 )
* tg л
Dэ
параметр кртки
2(0,314 2  0,095 2 )
* tg15  0,71
0,305
2.4.Конструктивные характеристики тангенциального лопаточного
завихрителя с поворотными лопатками в периферийном канале
параметра
размерность
Наименование
обозначение
Таблица 2.4.
Формула и обоснование
Расчет
Угол установки
α’уст
-
Принят
30
Zл
-
Принято
20
Толщина лопаток
ςл
м
Принято
0,003
Ширина лопаток
в
м
принято
0,6
Степень
К
лопаток
Количество
лопаток
r1/r0
12,5/18=0,7
-
перекрытия
лопаток
Центральный угол
r0
-
Угол сектора
занимаемого
rл
-
360/Zл
arctg
лопаткой
l1 * sin 
 вх
 l л cos 
2
360/20=18
arctg
0,19 * sin 30

1,05
 19 cos 30
2
=12,5
Расчетный угол
βл
dуст+γл
0,19
наклона лопаток
Длина лопатки
lл
м
Задано
3,0+12,5=42,5
D
м
Задан
0,85
Dвх
м
задан
1,05
Диаметр
кольцевого канала
наружный
Диаметр
окружности через
заходные кромки
лопаток
Диаметр
окружности через
Dл
2l л *
м
sin 
sin rл
2 * 0,19 *
sin 30
 0,88
sin 12,8
выходные кромки
лопаток
Наименование
расстояния между
E
м
D л * sin
П
*
Zл
* cos(  
лопаток
П
)
Zл

Соотношение
вл/Dэ
параметров
Выходное сечение
0,6/0,785=0,764
-
Fл
180
*
20
180
* cos(42,5 
)  0,003 
20
 0,112
0,88 * sin
м2
вл*Е*Zл
0,6*0,112*20=1,344
-
0,484/1,344=0,36
завихрителя
Соотношение
сечений
Fпер/Fлоп
-
Конструктивный
nпер
ПDэ * sin 
П
П
2в л Z л sin * cos( л  )
Zл
Zл
-
параметр крутки
3,14 * 0,484 * sin 42,5
180
2 * 0,6 * 20 sin
*
20
* cos(42,5 
180
)
20

 0,33
2.5.Режимные характеристики воздушных каналов горелки
(Дном; газ; r=0; ς=30%)
Таблица 2.5.1.
Коэффициент
гидравлического
ξ
-
сопротивления
Экспериментальные
1,7
данные
воздушных каналов
Скорость воздуха во
входном сечении
Wвх
м/c
Vв/Fвх
27,4/1,62=16,9
Wк
м/с
Vв/Fк
27,4/0,557=49
W0
м/с
Vв/F0
27,4/0,731=37,5
горелки
Скорость воздуха в
каналах горелки (в
горловине)
Скорость воздуха в
амбразуре горелки
Сопротивление
воздушных каналов
∆Рв
кгс/м2
Wк2 *  в
2g
49 2 * 0,65
1,7
 135
2 * 9,81
горелки
Режимные характеристики воздушных каналов горелки
(Дном; газ; r=10%; ς=30%)
Таблица 2.5.2.
Расход смеси воздуха
и рециркулирующих
Vсм
м3/с
Vв+Vрец
27,4+6,35=33,755
ξк
-
задано
1,6
газов через горелки
Коэффициент
гидравлического
сопротивления
воздушных каналов
Скорость смеси во
входном сечении
Wвх
м/с
Vсм/Fвх
33,755/1,62=20,8
Vсм/Fк
33,755/0,557=60,6
Vсм/F0
33,755/0,731=46,2
Wк2 *  см
2g
60,6 2 * 0,624
1,7
 198,5
2 * 9,82
горелки
Скорость смеси в
каналах горелки
Wк
м/с
Скорость воздуха в
амбразуре горелки
W0
м/с
Сопротивление
воздушных каналов
∆Pсм
кгс/м2
горелки
2.6 .Конструктивные характеристики газопроточного устройства
горелки
Таблица 2.6.
Количество
отключаемых ступеней
m
-
принято
2
газопроточного
устройства
Подводящие трубы
количество на две
Принято
2*2=4
Пподв
-
m*nподв
Fподв
м2
0,785*d2см*nподв
ступени
Сечение
(dвн=
Камеры газовые
0,785*0,12*4=0,0314
)
nк
шт
принято
2
Fк
м2
a*b*nk
0,1*0,12*2=0,024
количество
nтр
шт
n1гр*m
15*2=30
Сечение
Fтр
м2
0,785*d2вн*nгр
0,785*0,022*30=0,0094
количество
Сечение
Газораздающие трубы
(dвн=
Газовыпускные
)
насадки
шт
nнас
nc1*m
15*2=30
количество
Сечение
м2
Fнас
0,785*d2вн*nс
(dвн=
0,785*0,022*30=0,0094
)
2.7.Режимные характеристики газопроточного устройства горелки
Таблица 2.7.
Секундный расход
газа через горелку
B0
мм2/с
Bv/3600
7850/3600=2,18
Р0
кг/мм2
задано
0,728
Рг
кгс/см2
принято
0,26
задана
20
при нормальных
условиях
Плотность газа при
нормальных
условиях
Давление газа на
входе в
газопроточное
устройство
Температура газа
tг
0
С
Расход газа перед
газопроточным
bt
м3/с
устройством с
b0
273  t Г
273
2,18
273  20
 2,34
273
учетом
температуры
Плотность газа
0
перед
273
273  t Г
0,728
P0
P0  Pv'
2,34
273
 0,678
273  20
газопроточным
устройством с
ρt
кг/м3
учетом
температуры
Расход газа на
входе в горелку
bвх
м3/с
bt
1,033
1,033  0,26
 1,87
Плотность газа на
ρвх
кг/м3
P0  Pv'
t
P0
Wподв
м/с
bвх
Fподв
входе в горелку
Скорость газа в
подводящей трубе
0,672
1,87
 59,6
0,0314
Динамический
напор в
95.6 2 * 0,849
Рподв
мгс/м2
2
Wподв
*  вх
2g
подводящей трубе
Коэффициент
1,1  2(1,3 
гидравлического
сопротивления
1,033  0,26
 0,849
1,033
ξподв
-
при
выхода из
подводящей трубы
Fтр
Fпод
Fтр
Fпод
2 * 9,81
)
1,1  2(1,3 
 153,7
0,0094
)  3,1
0,0314
 0,15[1]
Сопротивление
выхода из
∆Рподв
кгс/м2
ξподв* Рподв
3,1*153,7=476,5
ξвх1
-
[1]
0,5
Wтр’
м/с
bвх/Fтр
1,87/0,0094=198,9
подводящей трубы
Коэффициент
гидравлического
сопротивления
входа в
газораздающую
трубу
Скорость газа в
газораздающей
трубе (на входе)
Динамический
напор в
Р’тр
кгс/м
∆Рвх1
кгс/м2
2
газораздающей
W '2 *  вх
2g
198, 9 2 * 0,849
 1711,9
2 * 9,81
трубе (на входе)
Сопротивление
входа в
ξвх1*Ртр’
0,5*1711,9=855,9
газораздающую
трубу
Коэффициент
сопротивлнеия
ξпов1
-
[1]
0,2
∆Рпов1
кгс/м2
ξподв*Ртр’
0,2*1711,9=342,4
λ01
1/м
[1]
0,7
λ0*lтр
0,7*0,6=0,42
поворота 900
Сопротивление
поворота 900
Приведенный
коэффициент
трения труб
газораздающих
Коэффициент
λтр1
трения
Сопротивление
-
(bтр~0,6м)
∆Ртр1
кгс/м2
λтр* Ртр’
bнас
3
м /с
ρнас
кг/м3
Wнас
м/с
bнас/Fнас
Рнас
кгс/м2
W 2 нас   нас
2g
0,42*1711,9=718,9
трения
Расход газа в
газовыпускной
bt
P0
P0  Pнас
2,34
t
P0  Pнас
P0
0,678
1,033
 193
1,033  0,22
насадке
Плотность газа в
газовыпускной
насадке
1,033  0,22
 0,822
1,033
Скорость газа в
газовыпускной
193/0,0094=2053,2
насадке
Диаметрический
напор в
газовыпусной
2053,2 2  0,822
 17661,8
2 * 9,81
насадке
Коэффициент
сопротивления
входа в
газовыпускной
насадке
[1]
ξвх
-
Fс
1
Fтр
1
Cопротивление
∆Рвх2
кгс/м2
ξвх*Рнас
17661,8*1=17661,8
λ02
1/м
[1]
0,82
λтр2
-
λ02 lнас
0,82*0,25=0,2
входа в га
Приведенный
коэффициент
трения
газовыпускной
насадка
Коэффициент
трения
Сопротивление
(lc~0,25м)
∆Рнас
2
кгс/м
λтр2* Рнас
0,2*17661,8=3532,3
∆Рпов2
кгс/м2
ξпов2* Рнас
0,2*17661,8=3532,3
трения
Сопротивление
поворота 600
(ξпов2=0,2)
Расход газа на
выходе из насадки
bвых
bt
3
м /с
Плотность газа на
выходе из насадки
2
P0
Р0  Pвых
t
P0  Pвых
Р0
2,34
1,033
 2,06
1,033  0,14
0,678
1,033  0,14
 0,77
1,033
ρвых
кгс/м
W0
м/с
Bвых/Fнас
2,06/0,0094=219
μ
-
[2.3]
0,96
Wвых
м/с
W0/μ
219/0.96=228.1
2
Wвых
* с
2g
228,12 * 0,77
 2041
2 * 9,81
Скорость газа в
выходном сечении
насадки
Коэффициент
расхода при
истечении из
насадки
Скорость газа в
сечении сжатой
струи
Динамический
напор на выходе из
насадки
Рвых
кгс/м2
ξвых*Рвых=
Сопротивление
выхода из насадки
∆Рвых
2
кгс/м
1*2041=2041
(ξвых=1,0)
Суммарное
476,5+855,9+342,4+
сопротивление
∆Рг
кгс/м2
∆Рподв+∆Рвх1+∆Рпов1+
+718,9+17661,8+
+∆Ртр1+∆Рвх2+∆Рнас+
+3532,3+3532,3+
+∆Рпов2+∆Рвых
+2041=29161,1
газопроточного
устройства
2.8. Распределение струи газа в воздушном потоке горелки
(Дном; газ; r=0,1%; ςст=30%)
Таблица 2.8.
Относительный шаг
между
S
d нас
-
пропорциональности
Кs
коэффициент
Дальнобойность
газовыпускными
П * Dтр
nнас * d нас
3,17 * 920
 3,009
30 * 32
-
[2]
1,6
η
-
Vсм *  см  bвых *  вых
Vсм *  см
33,75 * 0,624  2,06 * 0,77

33,75 * 0,624
 1,075
h
мм
К s * d нас *  *Wвых
*
 *Wк *1,1
1,6 * 20 * 0,96 *18,96
*
1,075 * 6,06 *1,1
насадками
Коэффициент
газовых струй
*
 вых
 см
*
0,77
 92
0,624
Диаметр струи газа в
воздушном потоке
Дс
мм
0,75h
0,75*92=69
Дтр-2(hc1+h)sinα
920-2(35+92)*
Диаметр окружности
распределения
газовых струй I
Д1
мм
*sin600=700
ступени
Распределение струи газа в воздушном потоке горелки
(Дном; газ; r=0%; ςст=30%)
Таблица 2.8.1.
Дальнобойность
К s * d нас *  *Wвых
*
 *Wк *1,1
газовых струй
 вых
 возд
1,6 * 20 * 0,96 *18,96
*
1,075 * 49 *1,1
h
мм
Дс
мм
0,75h
0,75*112=84
Д1
мм
Дтр-2(hc1+h)sinα
920-2(35+112)*
*
*
0,77
 112
0,65
Диаметр струи газа
в воздушном потоке
Диаметр
окружности
распределения
*sin600=665
газовых струй I
ступени
Диаметр
окружности
распределения
Д2
мм
Дтр-2(hc2+h)sinα
920-2(100+112)*
*sin600=553
газовых струй II
ступени
Заключение:
Применение поворотных газомазутных горелок обеспечивает устойчивое
горение газового факела. После монтажа горелок было достигнуто полное
сгорание топлива без химнедожога и мехнедожога во всем диапазоне
нагрузок.
В
результате
модернизации
котла
увеличилось
тепловосприятие
поверхностей нагрева.
Во
время
эксплуатационных
испытаний
проведенными
инструментальными замерами было доказано реальное снижение вредных
выбросов (Nox) в 1,5-2 раза, что особенно актуально в современных условиях
и в течении длительного времени не достигнуто на горелках других типов.
Установка поворотных газомазутных горелок не смотря на дополнительные
капиталовложения , является выгодной. Проведенные расчеты показали, что
реконструкция ТЭЦ при практически неизменой производственной
программе, является экономически эффективной. С суммарной экономией
топлива 447600 т.у.т. и снижением основного показателя станции –
удельного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию с 373
до 352,5 г.у.т./кВт.ч. со сроком окупаемости t=2 года
3. Автоматизация
3.1.Технические данные системы регулирования газа и системы
регулирования воздуха.
Согласно
выданному заданию в разделе автоматизации рассматривается
«Система автоматического регулирования газа» и «система автоматического
регулирования воздуха». Аппаратура регулирования АКЭСР-II установлена
на котлоагрегате ТП-82.
Аппаратура АКЭСР-II (агрегатированный комплекс электрических средств
регулирования второго поколения) включает в себя:
Регулирующие устройства РПЧ-У, РПЧ-Т, РПЧ-П
Функциональные устройства:
БДС (блок динамической связи)
БСД (блок суммирования и демпфирования)
БСС (блок суммирования и сигнализации)
Устройство оперативного управления БРУ-22, БРУ-32,БРУ-42
(блок ручного управления), РЗД-12, РЗД-22 (ручные задатчики) и др.
Блоки
АКЭСР-II
многофункциональные.
Назначение
наиболее
часто
встречающихся блоков и некоторые их характеристики приведены ниже.
Регулирующие устройство РПЧ.
Блок регулирующий РПЧ осуществляет сравнение сигнала задания с
сигналом
задания
регулируемого
параметра,
выделяет
сигнал
рассогласования и формирует совместно с электрическим исполнительным
механизмом постоянной скорости ПИ-закон регулирования.
Блок РПЧ-У предназначен для работы с токовыми датчиками. Блок имеет
четыре входа от 0 до 5 мА и два входа от 0 до 10 В. Токовые входы
гальванически разделены друг от друга и от выхода.
Функциональные устройства.
Блок динамической связи предназначен для алгебраического суммирования
входных
аналоговых сигналов задания, последующего демпфирования и
динамического преобразования этой суммы по законам регулирования. Блок
может быть использован как дифференциатор или демпфер. Он предназначен
также для работы в качестве устройства динамической связи. Токовых
входов четыре, из них три – масштабируемые. Вход по напряжению один.
Выходной сигнал изменяется от «-» 5мА и от «-» 10В до «+»10В. Имеется
внутренний токовый задатчик «0-100%».
Блок суммирования и сигнализации предназначен для алгебраического
суммирования входных аналоговых сигналов, постоянного тока, сравнение
их с заданным значением, демпфирования и преобразования результата в
дискретный сигнал. Токовых входов три, из них два масштабируемые. Вход
по напряжению один. Выходной сигнал дискретный (два положения
переключающего реле). Имеется внутренний токовый задатчик «0-100%», а
также возможность подключение внешнего задатчика РЗД-12 с диапазоном
+/- 5%. Установка режима работы блока определяется положением
перемычек на внутренней панели прибора.
Блок суммирования и демпфирования предназначен для алгебраического
суммирования входных аналоговых сигналов и сигнала задания, с
последующим демпфированием этой суммы. Токовых входов четыре, из них
три – масштабируемые. Вход по напряжению один. Выходной сигнал
изменяется «-»5 до «+»5 мА, и от «-»10В до «+»10В.
Имеется внутренний токовый задатчик «0-100%», а также возможность
подключения внешнего задатчика РЗД-12 с диапазоном +/- 5%.
Блок ручного управления.
Блок ручного управления БРУ предназначен для выбора вида управления
исполнительным
механизмом
(автоматическое
и
дистанционное),
осуществление визуального контроля за положением выходного вала
электрического
исполнительного
механизма,
осуществления
световой
индикации положения элементов цепей управления.
Блок ручного задатчика РЗД-12 потенциометрического типа предназначен
для ручного изменения значения регулируемого параметра в диапазоне +/5%. Блоки выполняет также функции преобразования основных видов
функциональных сигналов и усиления по мощности унифицированного
сигнала. Кроме того в комплексе с аппаратурой АКЭСР-II пускатели
бесконтактные
реверсивные
ПБР-3
и
механизмы
электрические
однооборотные МЭО и датчики с унифицированными токовыми сигналами.
Иногда дополнительно указывается год модификации. Модификации МЭО
имеют диапазоны значений указанных величин:
Мкрут=4,10,25,63,160,400 кгс*м;
Тим=10,25,63,160сек;
φим=0,25;0,63 оборота;
Например модификация МЭО-25/63-0,25-92 имеет следующие параметры:
Мкрут=25кгс*м; Тим=63 сек; φим=0,63 оборота, год модификации 1992.
Исполнительные механизмы типа МЭО рассчитаны на бесконтактное
управление с помощью реверсивных пускателей ПБР-2, ПБР-3 и усилителей
У-22, У-23.
Пускатели бесконтактные реверсивные ПБР-2 обеспечивают бесконтактное
(тиристорное) управление однофазными асинхронными конденсаторными
двигателями типа ДАУ, мощность которых не превышает 1000 ВА.
Напряжение питания 220В и 50 ГЦ. Напряжение управления
24+/-6 В. Входное сопротивление 210+/-40 Ом.
Пускатели бесконтактные реверсивные ПБР-3 и ПБР-3А предназначены
для бесконтактного управления МЭО в приводе которого, использованы
трехфазные асинхронные двигатели.
По функциональным возможностям усилитель имеет два исполнителя ПБР-3
и ПБР-3А. Пускатель ПБА-3А содержит устройство, обеспечивающее с
короткозамкнутым ротором от перегрузки. Максимальный коммутируемый
ток – 2А, входное сопротивление пускателя 750+/-100 Ом.
Дифманометры
ДМЭУ,
ДМЭР,
ДСЭР
и
другие
измерительные
преобразователи с компенсацией магнитных потов предназначены для
измерения расхода по перепаду давления в сужающих устройствах, разности
давления, разрежения, уровня и преобразования измеряемого параметра в
унифицированный токовый выходной сигнал. Напряжение питания датчиков
220В
переменного
тока
частотой
50Гц.
Сопротивление
нагрузки
подключаемой на выходе дифманометров, с учетом линий связи при сигнале
0-5мА – не более 2,5кОм.
Преобразователи
«Сапфир-22» предназначены для работы в системах
автоматического контроля, регулирования и управления технологическими
процессами
и
измеряемого
обеспечивают
параметра
гидростатического,
–
непрерывное
давления
разряжения,
преобразование
избыточного,
разности
давления,
значения
абсолютного,
уровня
в
унифицированный токовый выходной сигнал дистанционный передачи
0-5мА.
Измерительный параметр подается в камеру измерительного блока и линейно
преобразуется в деформацию чувствительного элемента и изменению
электрического
сопротивления
тензорезисторов
тензопреобразователя.
Электронное устройство преобразователя преобразует это изменение
сопротивления в токовый сигнал. Питание преобразователя осуществляется
от источника питания постоянного тока 36В нагрузочное сопротивление
датчика до 2,5 кОм.
Газоанализатор
МН-5106
–
промышленный
автоматический
термомагнитный предназначен для непрерывного измерения объемного
содержания кислорода в дымовых газах котельных установок. Контроль и
регистрация содержания кислорода осуществляется входящим в комплект
газоанализатора потенциометром КСП-2.
Газоанализатор содержит блок формирования унифицированного выходного
токового
сигнала
изменяющегося
выходного
токового
сигнала
изменяющегося пропорционально изменению содержания кислорода в
уходящих дымовых газах.
Действие газоанализатора основано на использовании парамагнитных
свойств кислорода, который втягивается в магнитное поле, охлаждая тем
самым спираль плечевого элемента измерительного моста. Питания
газоанализатора 220В, выходной сигнал на регистратор 0-100mV, в схему
регулятора воздуха 0-5 мА.
3.2.Устройство и работа системы регулирования газа.
Регулятор осуществляет функции стабилизатора расхода газа. Для измерения
расхода используется датчик ДМЭР с унифицированным токовым сигналом
0-5 мА. На 1 чувствительность заведен сигнал от БДС главного регулятора по
давлению перегретого пара в главном паропроводе. Импульс по расходу газа
заведен на чувствительность №2. Исполнительные цепи регулятора
отключаются блокировкой при изменении давления газа выше или ниже
установки.
Исполнительный механизм управляется тиристорными пускателем ПБР-3
либо от регулирующего прибора, либо БРУ-32.
3.3.Устройство и работа системы регулирования воздуха.
Схема регулятора выполнена как регулятор соотношения «топливо-воздух» с
коррекцией по содержанию кислорода в уходящих газах. Для улучшения
качества регулирования в схему РОВ добавлен скоростной сигнал по расходу
топлива (газа). Кроме того на регулирующий блок корректирующего
регулятора (РПЧ-У №2) включен сигнал по расходу газа. Таким образом,
выдерживается зависимость «нагрузка-кислород» в соответствии с режимной
картой котла.
Для
измерения
расхода
воздуха,
газа
используются
датчики
с
унифицированным токовым сигналом 0-5 мА, содержание кислорода
контролируется газоанализатором МА-5106 с унифицированным токовым
сигналом 0-5 мА. Датчик по перепаду воздуха на воздухоподогревателе
(расход воздуха) типа «Сапфир 22» запитан от блока питания «22БП-36». От
этого же блока запитан и датчик регулятора разряжения. Датчик по расходу
газа общий для регулятора общего воздуха и регулятора газа. В схеме
предусмотрено два задатчика РЗД-12 и три блока ручного управления БРУ32:
РЗД-12 №1 – для изменения соотношения «газ-воздух»;
HPL-12 №2 – для изменения соотношения «нагрузка - кислород»;
БРУ-21 «К» - для автоматического или дистанционного воздействия
изменения корректирующего сигнала по кислороду на РОВ;
БРУ-32 «А» - для автоматического или дистанционного воздействия на
направляющий аппарата дутьевого вентилятора «Б».
На блок РПЧ-У вводятся следующие сигналы:
1 чувствительность – сигнал по перепаду воздуха на 2й ступени
воздухоподогревателя.
2 чувствительность – сигнал с блока БСД в котором суммируются
основные и скоростные (дифференциальные) сигналы по расходу газа.
3 чувствительность – корректирующий сигнал по кислороду с блока
прецизионного интегрирования (БПЦ-21)
Блок БДС дифференцирует сигналы по расходу газа
1 чувствительность – сигнал по расходу газа.
Скоростной сигнал по расходу топлива газа подается с выхода БДС на вход
блока суммирования и демпфирования БСД. На блок БСД подается два
сигнала:
1 чувствительность – скоростной сигнал с БДС по расходу топлива
2 чувствительность – сигнал по расходу газа
На блок РПЧ-У №2 (корректирующий) вводятся следующие сигналы:
1 чувствительность – сигнал по содержанию кислорода в уходящих
дымовых
газах
(кислородомеры
выбираются
переключателем
«Слева - справа»)
2 чувствительность – сигнал по расходу газа.
Выход блока РПЧ-У, его дискретный сигнал по напряжению (24В) через блок
управления БРУ-32 «К» подается на аналоговый блок БПИ (блок
прецизионного интегрирования).
Опорное напряжение для интегрирования подается с внутреннего источника
питания.
Токовый
сигнал
с
выхода
БПЧ
подается
на
третью
чувствительность регулирующего блока РПЧ-У №1 и одновременно
контролируется по указателю выхода БРУ-32 «К».
Выход регулирующего блока РПЧ-У №1 через блок управления БРУ-32 «А»
и «Б» и блок суммирования и сигнализации БСС воздействует на
направляющие аппараты дутьевых вентиляторов индивидуально или по
схеме «шагания».
4.Экономика.
4.1 Расчёт технико-экономических показателей ТЭЦ
1. Годовая выработка электроэнергии ТЭЦ:
(по фактическим данным при установленной мощности 400,2)
Эв = Nу  hу × 10 3 = 400,2  4449×10 3 = 1780,5 тыс. МВт·ч.
где
–
Nу
400,2
МВт
установленная
электрическая
мощность
электростанции;
hу –
4449 ч. годовое число часов использования установленной
электрической мощности.
2. Годовое производство тепла:
год
Qотп
 QЧУ  hР  1109,74  3185  3535,6тыс.Гкал. (турбинами)
QЧУ  1109,74 ГДж ч
где
установленная
тепловая
мощность
электростанции; (турбоагрегатами).
hР =3185 число часов использования тепловой мощности;
Qброу=47,3 тыс Гкал (факт) ; Qсн=111,3 тыс Гкал ( расчет 2015г)
3. Годовой отпуск тепла:
Qотп =Qт+Qброу-Q сн=3535,6+47,3-111,3=3471,6 тысГкал
4. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды СП «ТЭЦ-3»:
Эсн 
К сн
12,6
 Эв 
 1780,51  224,90 тыс. МВт·ч
100
100
где К сн - 12,6 % удельный расход электроэнергии на собственные нужды.
5. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, отнесённый на
отпуск тепла:
т
г
= 34,64  3471.6× 10 3 = 120,2 тыс. МВт·ч
Эснт  Э сн  Qотп
т
где Э сн - 34,64 кВт·ч/Гкал- удельный
расход
электроэнергии
на
собственные нужды по отпуску тепла; (фактические расчетные данные ПТО
СП «ТЭЦ»-3).
6. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, приходящийся на
выработку электроэнергии:
Эснэ  Эсн  Эснт = 224,2 – 120,2 = 104,7 тыс. МВт·ч
7. Удельный расход электроэнергии на собственные нужды по производству
электроэнергии:
э
Э сн 
Эснэ
104,7
 100 
 100  5,9 %
Эв
1780,51
8. Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:
Эотп  Эв  Эсн  1780,51  224,9  1555,6 тыс. МВт·ч
9. Расход топлива на отпущенную электроэнергию:
Вэ  bэ  Эотп  352,5  1555,6  548349 т.у.т.
где bэ – 352,5 г/кВт·ч удельный расход условного топлива на выработку
электроэнергии.
10. Удельный расход условного топлива на отпуск тепла:
Вт  bт  Qотп  145,2  3471,6  504076 т.у.т.
где bт – 145,2 удельный расход условного топлива на отпущенную
теплоэнергию;
11. Общий расход условного топлива по ТЭЦ:
B  BЭ  BТ  548,349  504076  1052425 т.у.т
12. Расход натурального топлива по ТЭЦ:
BН 
BУ 1052425

 899509 тыс.м³.
КТ
1,17
КТ 
QРн  Г  8201

 1,17 - переводной коэффициент с условного топлива на
7000 7000
натуральное.
Здесь QРН  Г   8201 ккал/м³- калорийность природного газа.
13. Общие издержки на топливо:
И топ  Вэ  Вт   Ц  548349  504076  3432,9  10 6  3612,9 млн. руб./год
где Ц – 3432,9 руб/тыс.м³ цена условного топлива,
Управления экономики АО «ТГК-11» за 2015г.
принято
по данным
Расходы по статье топливо составили 3612 млн. руб в сравнении с 2014
годом экономия составила 169,704 млн. руб. (или 4,9%), за счет уменьшения
удельного расхода топлива на 123,647 млн. руб,
Снижение средневзвешанной цены условного топлива на 12 руб/т.у.т
привело к экономии на 12,659 млн. руб.
Вышеприведённые данные по Ксн, Э CН , Э CН ,bэ и bт, QРН  Г 
Э
Т
принимаем по
отчётным данным ТЭЦ-3.
4.2.Расчет себестоимости энергии ТЭЦ.
Годовые
издержки
по
калькуляционным
статьям
себестоимости
электроэнергии и теплоты на ТЭЦ в период нормальной эксплуатации
производим по следующим статьям калькуляции:
1. Топливо на технологические цели;
2. Вода на технологические цели;
3. Оплата труда эксплуатационного персонала;
4. Социальный налог;
5. Амортизационные
отчисления
по
производственному
оборудованию;
6. Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования;
7. Цеховые расходы;
8. Общестанционные расходы.
Топливо на технологические цели.
Определяем издержки по топливу на технологические цели.
Газ: И тГ  ВтГ  Ц тГ  10 6 =899509  2404  10 6 =1454,4 млн.руб/год
где - Ц тГ - 4019,7 руб/ тыс.м³ цена за 1 т.н.т. топлива (газ) за 2015г
Топливные составляющие себестоимости равны:
И ЭТОП 
И ЭТОП 548349 * 3432,9

 1,21 руб/кВтч;
ЭОТП
1555,6  10 3
И ТТОП 
И ТТОП 3612,9 *10 6  3432,9

 294,2 руб/Гкал
QОТП
3471629
Вода на технологические цели, забираемая из поверхностных источников
водохозяйственных систем.
Вода на технологические нужды: 138 923 тыс. рублей (план 146,7 млн. руб)
экономия составила 7,786 млн. руб. из них:
Экономия за счет объемов: 7,256 млн. руб,
Экономия за счет тарифов: 0,533 млн. руб.
Водоотведение и вода на хозяйственные нужды: факт: 10,291 тысяч рублей
(план: 10,117), экономия 0,713 млн. руб, из них:
Экономия за счет объемов: 3.219 млн. руб
Экономия за счет тарифов: 3,381 млн. руб.
Данные взяты из справки- расчета для балансовой комиссии
Эти затраты определяются:
И в  (1 
Внк
б
  2  ( Д нк320  nк  Д нк420  nк   3  N у ))  10 6  П пл
.в  n т
1000
где 1  0 для газового топлива;
 2 - 3500 руб. на 1 т суммарной часовой производительности
всех котлов;
 3 - 100 руб. на
1 кВт установленной мощности
для
ТЭЦ
поперечными связями;
Внк - расход натурального топлива на энергетические котлы;
Д нк - номинальная паропроизводительность энергетического котла;
n к - количество установленных котлов;
10 6 - перевод рублей в млн. руб.;
б
П пл
.в - годовая плата в бюджет в зависимости от типа турбины и
системы технического водоснабжения в расчёте на один агрегат;
с
n т - количество установленных турбин.


И в  2500  306  10  100  103  400  10 6  0,4  11  55,11 млн.руб/год
Оплата труда
По данной статье на основе нормативной численности и расчётной
среднемесячной зарплаты рассчитываются затраты на оплату труда
эксплуатационного
персонала,
непосредственно
участвующего
в
техническом процессе производства энергии.
В состав её включаются выплаты за фактически выполненную работу, исходя
из расценок, тарифных ставок, должностных окладов в соответствии с
принятыми на энергопредприятии формами и системами оплаты труда, все
виды доплат, надбавок, премий, стоимость льгот, оплата очередных и
дополнительных отпусков.
Примем среднемесячную заработную плату на одного работника на ТЭЦ,
руб/мес. – 9000.
Годовой фонд оплаты труда одного работника составляет:
г
Фчел
 ЗП срмес  12  10 6  30000  12  10 6  0,36 млн.руб/год
Затраты на оплату определяются следующим образом:
г
И от  Ч эл  Фчел
 445  0,36  160,2 млн.руб/год
где Ч эл - 445 чел. численность эксплуатационного персонала из расчета
1,2 чел на МВт эл. мощности.
Отчисления на социальные нужды.
Статья включает в себя обязательные отчисления в государственные
внебюджетные фонды от затрат по оплате труда согласно социальному
налогу, введённому в действие с 1 января 2003 года.
И сн 
Н сн
30,2
 И от 
 160,2  48,4 млн.руб/год
100
100
где Н сн - 30,2 % суммарный норматив отчислений в фонды РФ.
Тогда оплата труда с учётом социального налога равна:
И от  И от  И сн  160,2  13,5  173,7 млн.руб/год
Статья затрат на оплату труда и страховые взносы составила экономию 6,769
млн. руб
Амортизация.
Амортизационные
отчисления
по
этой
статье
производятся
по
производственному оборудованию на полное его восстановление,
и
рассчитывается по следующей формуле:
об
И
об
ам
На
3,2

 С об 
 6313168  202,02 млн.руб/год,
100
100
об
где Н а - 3,2% средняя норма амортизации на восстановление в целом по
ТЭЦ;
C об - 6313168 млн/руб. стоимость оборудование.
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования.
Сюда отчисляются расходы по содержанию и эксплуатации оборудования
цехов, внутрицехового транспорта, рабочих мест; стоимость износа
инструментов
и
приспособлений,
включая
малоценные
и
быстроизнашивающиеся предметы и затраты по их восстановлению.
И экс  Н экс  N у  10 6  140  400 10 6  103  56 млн.руб/год
где Н экс - 140 руб/кВт норматив для газа;
N у - 400,2 МВт установленная мощность ТЭЦ после реконструкции
Принимаем, что ремонтного фонда нет, а затраты по ремонтному
обслуживанию основных фондов списывают на соответствующие статьи
затрат.
Цеховые расходы.
К этой статье относятся затраты на обслуживание цехов и управление ими:
зарплата аппарата управления цехом, амортизация и расходы по содержанию
и текущему ремонту зданий и инвентаря общецехового назначения, расходы
по охране труда.
И цех    И экс  0,1 56  5,6 млн.руб/год
где  - 0,1 - 0,15 зависит от многих факторов, основным из которых
является установленная

мощность электростанции. Большие значения
применяются для ТЭЦ, работающих на твёрдом топливе.
Общестанционные расходы.
В их состав входят расходы по управлению электростанцией:
административно-управленческие расходы – АУП; общепроизводственные
издержки.
Общестанционные расходы определяются:
И ОС  Ч АУП  ЗПСР  К Р    И ЭКС  И ЦЕХ =
 35  35000  1,15  10 6  0,14  56  11,2  37,3 млн.руб/год
где Ч АУП - 35 чел. – численность АУП, равный 6-7 % от Ч ППП - 445 чел; ЗП ср 35000 руб средняя годовая оплата труда одного работника АУП;
Значение  - 0,1 зависит от многих факторов, основным из
которых является установленная мощность.
Налоги, включаемые в состав себестоимости энергии.
Плата за землю.
Определяем общую площадь земли под строительство ТЭЦ:
S общ  S1 т.к станция работает на газе.
где S1 - площадь земли под строительную площадку;
S тс - площадь топливного склада твёрдого топлива(нет).
S зо - площадь золоотвала (нет).
Площадь земли под производственную площадку определяется:
S1  S 1  N у 10 2 
400
 8  400  10 2  36. га.
100
где S 1 - удельная площадь застройки
производственной
площадки, принимается в размере 8 га/100 МВт.
Плата за землю определяется:
Плзем  Н зн  S общ  К зем  10 6  16800  36  1,3  10 6  0,78 млн.руб/год
где Н зн - 16800 руб/га. – ставка земельного налога в зависимости от
района расположения ТЭЦ;
К зем - 1,3 коэффициент,
учитывающий изменение величины налога на
землю к ставке H зн .
Плата за выбросы загрязняющих веществ в окружающую среду не
учитываются т.к станция работает на газообразном топливе, и выбросы
минимальны.
Налоги в суммарном выражении имеют следующий вид:
И нал  Плзем  0,78 млн.руб/год.
Общие издержки производства на ТЭЦ включает в свой состав следующие
составляющие расчётных величин:
И ТЭЦ  И ТОП  И В  И ОТ  И АМ  И ЭКС  И ЦЕХ  И ОС  И НАЛ =
=3612,9+55,11+160,2+202,02+56+8,4+37,3+0,78 =4132,71 млн.руб/год.
Производим укрупнение калькуляционных статей затрат:
И ТЭЦ  И ТОП  И ОТ  И АМ  И ЭКС  Ипр =3612,9+160,2+202,02+56+87,13=4118,25
млн.руб/год
Особенности и экономическая сущность методики укрупнённой калькуляции
выработки энергии на расширяемой ТЭЦ.
Главной особенностью действующей методики калькуляции себестоимости
электроэнергии и теплоты является использование современной методики
расчёта показателей тепловой экономичности ТЭС для распределения затрат
между ними.
Его экономическая сущность заключается в следующем:
1. Для ТЭЦ с цеховой структурой управления издержки производства
определяются путём группировки и расчёта калькуляционных статей по
следующим цехам (стадия энергопроизводства): котельному (включая
химводоочистку)
и
турбинному;
теплофикационному
отделению
и
электрическому цеху. Общестанционные расходы учитываются отдельной
строкой;
2. Затраты топливно-транспортного и котельных цехов распределяются
между электроэнергией и теплом пропорционально расходу условного
топлива, израсходованного на их производство и рассчитанного по новой
методике;
расходы
электрического
цеха
полностью
относятся
на
производство электроэнергии, а теплофикационного отделения – целиком на
тепло. Общестанционные расходы разносятся между двумя видами энергии
пропорционально их цеховой себестоимости.
Калькуляцию себестоимости энергии на ТЭЦ в приближенных расчётах
можно вести по пяти комплексным статьям затрат: топливо, амортизация,
оплата труда, расходы на содержание и эксплуатацию оборудования и
прочие расходы. Оплата труда учитывает социальный налог, предпоследняя
составляющая учитывает затраты на воду, а последняя – условно все
остальные расходы, млн.руб/год.
Абсолютные значения пяти составляющих затрат и суммарные издержки
производства проставляются в четвёртую строку. После этого они
распределяются в соответствии с указанными в таблице пропорциями по
цехам и по каждой группе цехов И к , И м , И о  , суммируются.
Далее в соответствии с новым методом затраты цехов распределяются между
двумя видами энергии пропорционально расходу условного топлива, а
общестанционные расходы пропорционально распределению затрат по
цехам.
В итоге определяются суммарные затраты и себестоимости 1 кВт·ч и 1 Гкал,
отпущенных с шин и коллекторов ТЭЦ соответственно руб/кВт и руб/Гкал
Иэ 
Иэ
2568484,7

 1,657
Эотп
1555,61
Ит 
Ит
2504369,9

 0,721
Qотп
3471,6
Второй этап расчётов заключается в распределении составляющих элементов
затрат между электроэнергией и теплом.
Все остальные статьи затрат распределяются пропорционально тому, как
распределились общие затраты по ТЭЦ за вычетом издержек по топливу.
Распределение этих статей расходов между электроэнергией и теплом
производится при помощи коэффициента распределения:
К рэ 
И э  И топэ 
И ТЭЦ  И топ

2568484,7  2504369,9
 0,54
1780,3  1402,7
Вэ
447600

 0,46
В 447600  579397
Прочая реализация:
Фактические поступления составили 7,86 млн. руб с НДС
Выручка
от
прочей
реализации
была
направлена
на
оплату
производственных и хозяйственных материалов для нужд станции
Наименование
Обозначения
До
реконструкции
После
реконструкции
NУ
400,2
400,2
2.Годовой отпуск тепла, тыс.
Гкал
Г
QОТП
3535,6
3535,6
3.Годовая выработка электроэнергии, млн.кВт,
Эв
1780,51
1780,51
6,1
5,9
6,8
7,07
373
352,5
138,94
145,2
12,6
12,6
1.Установленная
мощность, МВт
электрическая
4.Удельные
расходы
электроэнергии на собственные Э Э
СН
нужды по:
4.1. выработке электроэнергии, %
Т
ЭСН
4.2. отпуску тепла, кВт. ч/Гкал
5.Удельный расход условного
топлива на отпуск:
5.1. электроэнергии, г.у.т./кВт.ч
Bэ
5.2. тепла, кг/Гкал
bт
6.Удельный
расход
электроэнергии на собственные Ксн
нужды, %
7.Цена
условного
руб/тыс.м³.
топлива
8.Себестоимость на отпуск:
8.1. электроэнергии, руб/(кВт.ч)
8.2. тепла, руб/Гкал
Ц туг
3655,5
4019,7
1,17
629,5
1,21
696,2
ИЭ
ИТ
Результаты расчета годового экономического эффекта и чистого
дисконтированного дохода (ЧДД)
Исходные данные:
Суммарные капиталовложения, тыс. руб
- 16 000
Технический эффект, измеритель (т.у.т., тыс. кВтч, Гкал, т н.т. и т.д.)
либо тыс. руб.
- 3150
Стоимость единицы измерения технич. эффекта, тыс. р./изм. - 3,262
Срок службы нового оборудования, год
- 20
Норма дисконта (ставка банковского процента), %
- 10
Ставка налога на прибыль, %
- 30,2
Таблица 5.2.2.
Показатель
Значение
1. Суммарные капиталовложения в мероприятие,
К (тыс. руб.)
16000
2. Усредненный срок службы внедряемого
оборудования, Тсл, (год)
20
3. Полный экономический эффект от внедрения
мероприятия, Э (тыс. руб./год), в том числе:
10275,3+800-184,8-3047,3 =7843,2
3.1 Экономическое выражение технического
эффекта, S (тыс. руб./год)
3150·3,262=10275,3
3.2 Изменение амортизационных отчислений,
A (тыс. руб./год)
16000/20=800
3.3 Изменение платежей по налогу на
имущество, Hи (тыс. руб./год)
16000·(1+1/20)·0,022/2=184,8
3.4 Изменение платежей по налогу на прибыль,
Hп (тыс. руб./год)
0,302·(10275,3-184,8)=3047,3
4. Срок окупаемости, Ток (год)
16000/7843,2=2
5. Дисконтированный срок окупаемости, Тд
при норме дисконта E = 10 %
-ln(1-10·2/100/ ln(1+10/100=2,3
6. Внутренняя норма доходности, %
48,6
7. Категория мероприятия
Среднезатратное
Заключение:
В дипломной работе были разработаны основные и произведен расчет
теплового материального баланса котельной установки.
За исходные данные были взяты эксплуатационные и конструктивные
характеристики, а также характеристики газообразного топлива.
В тепловом балансе выполнены расчеты расхода топлива, расчет
топочной
камеры,
пароперегревателя
(радиационных
настенного,
потолочного и ширмового), расчет подвесных заднего экрана, расчет
водяного экономайзера, расчет воздухоподогревателя.
Выполнен конструктивный расчет горелки методом исследования и
технологических расчетов практически и фактически удалось обеспечить
снижение расхода топлива на 15%. Было достигнуто полное сжигание
топлива, путем изменения угла поворота горелочного устройства.
Составлена функциональная схема регулирования котлоагрегата.
АКСЭР с указанием основных регуляторов систем автоматического
регулирования газ-воздух.
По данным расчетам произвели технико-экономический расчет в
результате чего сделали вывод, что издержки по топливу на технологические
нужды составили: 1454,4 млн.руб/год. Топливные составляющие на расход:
электроэнергии 1,21 руб/кВт/ч и расход тепла 294,2 руб/Гкал.
В результате модернизации котлоагрегата и горелочного устройства
было доказано реальное снижение вредных выбросов (Nox в 1,5-2 раза), что
особенно актуально в современных условиях, было достигнуто оптимальное
соотношение топлива, равномерное горение факела.
Используемые источники:
1. В. Я. Рыжкин: Тепловые Электрические Станции. Изд. Энергия, Москва,
1976г.
2. Лебедев П. Д. Юренев В. Н.: Теплотехнический справочник. Изд. Энергия,
Москва, 1975г.
3. Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций. Изд.
Беларусь, 1974г.
4. ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления
допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями.
5. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / Под ред.
Н.В. Кузнецова. М.: Энергия, 1973. 296 с.
6. Теплотехнический справочник / Под ред. В.Н. Юренева: В 2-х т. М.:
Энергия, 1976. Т. 1. 744 с., Т. 2. 896 с.
7. Тепловые
и
атомные
электричекие
станции,
справочник,
М.:
Энергоиздат, 1982.
8. Гужулев Э.П., Гриценко В.И. Водоподготовка и воднохимический режим
ТЭС и котельных. Учебное пособие для вузов. Омск, ОмГТУ, 2000.
9. Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. М.,
Энергия, 1976, 238 с..
10.Правила ТБ и охраны труда при обслуживании тепловых электростанций
и тепловых сетей. РД 28.19.502-94. М.: ОРГРЭС, 1994.
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
42
Размер файла
1 041 Кб
Теги
2016, квалификационная, выпускных, работа, 196, омгупс
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа