Реконструкция отопительной котельной путём замены паровых котлов на водогрейные

0

Дипломный проект

Реконструкция отопительной котельной путём замены паровых котлов на водогрейные

 

Аннотация

 

 

Пояснительная записка содержит 97 листов, включая 7 рисунков, 22 таблицы, 6 приложений, 18 источников информации. Графическая часть выполнена на 8 листах формата А1.

В данной выпускной квалификационной работе изложены основные положения по реконструкции отопительной котельной.

В первой главе приведена характеристика объекта и оборудования, установленного на котельной, осуществляющих теплоснабжение данного района.

Во второй главе произведен расчёт тепловой схемы, гидравлический расчёт, расчёт теплопотерь.

В третьей главе произведён выбор основного и вспомогательного оборудования котельной.

В четвертой главе рассмотрены конструктивные особенности устанавливаемых котлов.

В пятой главе приводится перечень средств автоматизации, защиты и контроля, установленного на котельной.

В шестой главе рассмотрены вопросы охраны окружающей среды.

В седьмой главе рассмотрены вопросы безопасности труда и требования, предъявляемые к эксплуатационному персоналу при обслуживании, а так же произведен расчет искусственного освещения и рассмотрены возможные чрезвычайные ситуации.

В восьмой главе произведен расчет технико-экономических показателей.

В девятой главе произведён экономический расчёт.

                                                                

Annotation

 

The explanatory note contains 92 leaves, including 7 drawings, 22 tables, 6 appendices, the 18 th source of information. The graphic part is executed on 8 sheets of the A1 format.

In this final qualifying work basic provisions on reconstruction of a heating boiler room are stated.

The characteristic of object and the equipment established on a boiler room is provided in chapter 1, carrying out a heat supply of this area.

In chapter 2 hydraulic calculation, calculation of heatlosses is settled an invoice the thermal scheme.

In a chapter 3 the choice of the basic and boiler room auxiliaries is made.

In chapter 4 design features of established coppers are considered.

The list of an automation equipment is provided in a chapter 5, protection and the control established on a boiler room.

In a chapter 6 environmental protection questions are considered.

In a chapter 7 the work and requirement safety issues shown to the operational personnel at service and as it is settled an invoice artificial lighting are considered and possible emergency situations are considered.

In a chapter 8 it is settled an invoice technical and economic indicators.

In a chapter 9 economic calculation is made.

 

 

Содержание

 

 

Введение. 8

1 Характеристика объекта. 10

2 Расчёт тепловой схемы.. 18

2.1Тепловая схема котельной. 18

2.1.1 Расчёт годового теплопотребления. 19

2.1.2 Годовое теплопотребление на отопление. 20

2.1.3 Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение. 21

2.2 Расчёт водяных сетей. 22

2.3 Гидравлический расчет системы отопления тепловой сети. 23

2.4. Расчет мощности тепловых потерь теплопроводом. 27

2.5. Расчёт схемы водогрейной котельной. 28

2.6 Регулирование тепловой мощности, отдаваемой теплопотребителю от источника теплоснабжения. 35

3 Выбор основного и вспомогательного оборудования котельной. 40

3.1 Выбор котлоагрегатов. 40

3.2 Расчет и выбор теплообменников. 41

3.2.1 Выбор теплообменника для подогрева хим-очищенной воды.. 41

3.2.2 Выбор теплообменника для повышения температуры сырой воды.. 43

3.3.Выбор деаэратора. 45

3.4 Подбор сетевых и подпиточных насосов. 46

3.6.Выбор дымососа и вентилятора. 47

3.7 Выбор подогревателя мазута. 48

4.Конструктивные особенности устанавливаемых котлов. 51

4.1 Характеристики котла КВ-ГМ-4,56-150. 51

4.2 Характеристики котла КВ-ГМ-2,5-150. 53

5.Автоматика регулирования. 55

6 Охрана окружающей среды.. 58

6.1 Мероприятия по охране окружающей среды.. 58

6.2 Расчет выбросов токсичных веществ в атмосферу. 59

6.3. Расчет и выбор дымовой трубы.. 61

7 Безопасность труда. 65

7.1 Анализ и обеспечение безопасных условий труда. 65

7.2 Возможные чрезвычайные ситуации. 72

7.2.1Расчет искусственной освещенности. 72

7.2.2 Расчет времени эвакуации. 75

8 Расчет технико-экономических показателей котельной. 79

8.1 Расчет технико-экономических показателей до реконструкции. 79

8.2 Расчет Технико-экономических показателей после реконструкции. 82

9 Технико-экономический расчет. 86

9.1 Определение капитальных вложений в котельную.. 86

9.2 Определение ежегодных эксплуатационных расходов. 88

9.3 Расчёт годовых материальных затрат до реконструкции. 92

9.4 Ежегодная экономия денежных средств. 94

 

 

 

 

Введение

 

 

Энергетика   как   отрасль   хозяйственной   деятельности   направлена   на обеспечение человека всеми видами энергии, в частности, электрической, тепловой,   механической.   Без соответствующего   уровня   развития   систем генерации, преобразования, распределения энергии осуществление хозяйственной   и   экономической   деятельности   в тех   видах   и   объёмах,   которых требует наша цивилизация   на   современном этапе   развития,   невозможно. Отличительными особенностями энергетики с точки зрения экономики являются также высокий уровень капитальных затрат, длительный период окупаемости   проектов,   длительные   сроки   эксплуатации   устанавливаемого оборудования.

Особое значение для человека имеет тепловая энергия. В настоящее время генерация используемого человеком тепла осуществляется в котлах и турбогенераторах. Моральный и физический износ которых, приводит к повышению расходов топлива, снижению надёжности и качества теплоснабжения, ухудшению экологической обстановки, к экономическим потерям потребителей и генерирующих организаций.

Всё чаще обостряется проблема с котельными, которые были построены в конце 70-х – начале 80-х годов, и были рассчитаны на отопление не только социальных объектов, но всего жилого сектора, сельхозпредприятий, расположенных на данных территориях. Обычно котельные включали в себя достаточно большие хозяйства, обеспечивающее резервное топливо – это огромные ёмкости для мазута, мощное насосное оборудование, трубопроводы, паропроводы и т.д.

В конце 80-х отопление стали переводить на газ. Казалось бы, благо – и с экономической стороны, и с экологической. Но тут возникла другая проблема: газификация позволила людям, что называется, отсоединяться от общей трубы и переходить на индивидуальное отопление или строить мини-котельные, как их ещё называют модульные котельные что, не трудно догадаться, более выгодно для семейного бюджета. В результате, парономинальная мощность котельных стала в разы превышать необходимую потребность в вырабатываемом ими тепле.

Казалось бы, надо меньше теплоэнергии – вырабатывай её меньше. Но, к сожалению, с паровыми котельными это осуществить практически не возможно. Отопительное оборудование данной модификации работает с одинаковой мощностью и для обогрева тысячи человек, и для десяти тысяч, - затраты на его эксплуатацию в обоих случаях одинаковые. Вот и получается, что с каждым годом паровые котельные становятся всё убыточнее.

Один из выходов из этой ситуации - это реконструкция котельной, путём переведения её на водогрейные котлы.

В данном дипломном проекте разрабатывается реконструкция отопительной «Сакмарской» котельной, находящейся под дирекцией по тепловодоснабжению ОАО «РЖД», путём замены паровых котлоагрегатов водогрейными, которая использует природный газ в качестве основного, а мазут в качестве резервного топлива.

На данный момент в котельной установлены два паровых котла ДЕ-24/14 ГМ и один котёл ДЕ-6,5/14 ГМ, служащие для отопления и горячего водоснабжения административно бытовых зданий.

Обоснование реконструкции.

Реконструкция Сакмарской котельной нужна по нескольким причинам. Во-первых, данная котельная была введена в эксплуатацию в 1986 году, и первоначально основным топливом на ней являлся уголь. После реконструкции в 90-х годах основным топливом на ней стал мазут, который находился в двенадцати пятидесятитонных цистернах. Для подогрева такого количества топлива требовалось большое количество пара. Так как в данное время в котельной основным топливом является природный газ, то пар нужен в чистом виде только для подогрева резервного топлива (одной пятидесятитонной цистерны мазута) и для подогрева воды в деаэраторе. Во-вторых, потери теплоты в котельной слишком велики. Так из котлов при непрерывной продувки теряется большое количество теплоты, которое попросту сливается в канализацию. Так же потери теплоты наблюдаются при работе деаэратора, поскольку пар после того как нагревает воду в нём выбрасывается в атмосферу. Остальное количество пара идёт на технологические нужды. В-третьих, неоднократно изменялась тепловая нагрузка котельной. Так в 2011 котельная перестала снабжать теплом посёлок в связи с постройкой для него собственной блочной котельной. После этого нагрузка снизилась с 10,9 до 5 Гкал/час.

 

1 Характеристика объекта

 

 

Реконструируемая «Сакмарская» котельная находится в Оренбургской области сакмарского района.

Планировка и размещение оборудования на ней выполнено по требованиям СНиП.

Размер территории промплощадки в границах ограждений - 30000 . Площадь здания котельной 1470 .

Транспортная сеть района строительства представлена железными дорогами общего пользования и автодорогами местного значения.

Рельеф местности равнинный, с небольшими подъёмами, в почве преобладает суглинок.

Отопительно-производственная котельная предназначена для выработки пара и горячей воды на отопление, горячее водоснабжение и производственные нужды административно-бытовых зданий Станции Сакмарская. Котельная введена в строй в 1986 году и поначалу топилась углём, подававшимся по конвейеру, из угледробилки. Позже, в 1993 году была реконструирована в котельную, в которой основным топливом стал мазут. И наконец, к 2000-м годам котельная была реконструирована путём перевода котлов на природный газ, как основное топливо, заменив при этом мазут. «Сакмарская» котельная является паровой; схема котельной представлена в чертёжной части. Пар производится на двух котлах типа ДЕ-25-14 ГМ, один из которых является резервным, и на котёл ДЕ-6,5-14 ГМ, введённых в 1993 году. соответственно; разрешённое давление пара в барабане котлов равно 13 МПа. Основные характеристики котлов и основного оборудования представлены в таблицах с 1.1 по 1.13.

 

Таблица 1.1 – Характеристики котла ДЕ-25/14

 

Оборудование, параметры

Ед. измерения и величина

1

2

Паровой котел ДЕ-25/14

 

Год изготовления

1990 г.

Номинальная паропроизводительность

25 т/ч

Разрешенное давление пара в барабане котла (абс.)

1,4 МПа

Температура питательной воды на входе в экономайзер

100 °С

То же на выходе из экономайзера

135 °С

Площадь поверхности нагрева:   радиационная  

60,46 м2

 

Продолжение таблицы 1.1

 

конвективная  

209,8 м2

испарительная

270,9 м2

Температура продуктов сгорания за котлом

319 °С

Температура уходящих газов за экономайзером

142 °С

Паровой объем котла

2,61 м3

Водяной объем котла

16,5 м3

Номинальные потери тепла в окружающую среду котла

 

1,0 %

То же котлоагрегата

2,1 %

КПД брутто котлоагрегата

92,3 %

 

 

Таблица 1.2 – Характеристики горелки ГМП-16

 

Наименование

Единицы измерения и величина

Номинальный расход топлива

1880 м 3

Номинальное давление газа перед горелкой

25 кПа (2500 кгс/м2)

Номинальное давление воздуха перед горелкой

3500 Па

Коэффициент рабочего регулирования

5,0

Диаметр газовыпускных отверстий

18

Число газовыпускных отверстий

16

Минимальный коэффициент избытка воздуха при номинальной нагрузке

1,05

 

 

Таблица 1.3 - Характеристики котла ДЕ-6,5/14

 

Оборудование, параметры

Ед. измерения и величина

 

Продолжение таблицы 1.3

 

1

2

Паровой котел ДЕ-6,5/14 ГМ

 

Год изготовления

1989 г.

Производительность

6,5 т/ч

Разрешенное давление пара в барабане котла

1,3 МПа

Температура питательной воды на входе в экономайзер

100 °С

То же на выходе из экономайзера

135 °С

Площадь поверхности нагрева: радиационная и конвективная

32 м2 и 57 м2

Номинальные потери тепла в окружающую среду котла

1,8 %

Температура продуктов сгорания за котлом

255 °С

Температура уходящих газов за экономайзером

130 °С

Питательный объем котла

0,63 м3

Паровой объем котла

1,18 м3

Водяной объем котла

5,6 м3

 

 

Таблица 1.4 - Характеристики горелки ГМ-4,5

 

Горелка ГМ-4,5

Единицы измерения и величина 

Номинальная теплопроизводительность

4,5 Гкал/ч

Диапазон регулирования, от номинальной теплопроизводительности

от 20 до 100 %

Номинальное давление газа перед горелкой

25 кПа

Номинальный расход газа

530 н /час

 

 

Таблица 1.5 - Характеристики вентилятора ВДН-11Л

 

Дутьевой вентилятор ВДН-11Л (котел 1)

Ед. измерения и величина

Производительность

28700 м 3

Напор

4410 Па

Частота вращения

1500 об/мин

Мощность электродвигателя

55 кВт

Изготовитель

Бнйскнй котельный завод

Дымосос ДН-10-1000(котел №2)

Ед. измерения и величина

Производительность

13620 м3

Напор

990 кПа

Частота вращения

1000 об/мин

Мощность электродвигателя

11 кВт

Изготовитель

Бнйскнй котельный завод

 

 

Таблица 1.6 - Характеристики дымососа ДН-10-1000

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.7 - Характеристики вентилятора ВДН-9-1000

 

Дутьевой вентилятор ВДН-9-1000 (котел №2)

Ед. измерения и величина

Производительность

9930 м3

Напор

1250 Па

Частота вращения

1000 об/мин

Мощность электродвигателя

11 кВт

Изготовитель

Бнйскнй котельный завод

 

 

 

Таблица 1.8 – Характеристики экономайзера ЭБ 1-646

Блочный чугунный экономайзер ЭП 1-646

Ед. измерения и величина

Площадь поверхности нагрева

646 м2

 

 

 

 

Продолжение таблицы 1.8

Гидравлическое сопротивление

Не более 0,2 МПа

Аэродинамическое сопротивление

Не более 3,5 МПа

 

 

 

 

Число колонок

1

Длина труб

3 м

 

 

 

 

 

Таблица 1.9 - Характеристики экономайзера ЭБ 2-142

 

Блочный чугунный экономайзер ЭБ 2-142

Ед. измерения и величина

Площадь поверхности нагрева

142 м3

Гидравлическое сопротивление

Не более 2 МПа

Аэродинамическое сопротивление

Не более 2 МПа

Число колонок

2

Длина труб

2 м

Число труб в ряду

3

Количество рядов

7

 

 

 

 

Таблица 1.10 – Характеристики насосов ЦНСГ-38/198

 

Питательные насосы ЦНСГ-38/198 - 2 шт.

Ед. измерения и величина

Производительность

38 м 3

Напор

198 м

Частота вращения

2950 об/мин

Мощность электродвигателя

37 кВт

Изготовитель

Китайский насосный завод

 

 

Таблица 1.11 - Характеристики насосов ЦН 400/120

Сетевой насос ЦН 400/120 - 2 шт.

Ед. измерения и величина

 

 

Производительность

380 м 3

Напор

110 м

Частота вращения

1500 об/мин

Мощность электродвигателя

200 кВт

Продолжение таблицы 1.11

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1.12 - Характеристики насосов Д-500/63

 

Сетевой насос Д-500/63 - 2 шт.

Ед. измерения и величина

Производительность

500 м 3

Напор

63 м

Частота вращения

1470 об/мин

Мощность электродвигателя

160 кВт

 

 

Таблица 1.13 - Характеристики насосов Д-200/90

 

Сетевой насос Д-200/90 — 1 шт.

Ед. измерения и величина

Производительность

200 м 3

Напор

90 м

Частота вращения |

2950 об/мин

Мощность электродвигателя

90 кВт

 

 

 

 

 

 

 

 

Наименование и адреса абонентов, подключенных к котельной:

локомотивное депо;

мельница АСОЛЬ;

база околодка ПЧ-26;

пост СЦБи Связи;

вокзал;

контора ЭЧ.

Установка подогрева сетевой воды паром из котлоагрегатов осуществляется кожухотрубчатым теплообменником.

Система водоснабжения закрытая. Отпуск пара промышленным потребителям не осуществляется. Пар нужен в чистом виде лишь для подогрева резервного топлива (мазута) и подогрева воды в деаэраторе. В качестве основного топлива для котельной принят природный газ, в качестве резервного – мазут. Газ подаётся по газопроводу с давлением 0,58 МПа через ГРУ. Давление газа перед горелками равно 0,03 МПа. Мазут находится в пятидесятитонной цистерне. Режим работы котельной задаётся по режимной карте. В таблице 2 приведены данные по тепловым нагрузкам на 2011 и 2012 года.

Большая часть оборудования введена в эксплуатацию в 90-х годах. Котлы ДЕ-25-14 ГМ и ДЕ-6,5-14 ГМ Бийского завода предназначены для выработки насыщенного пара с разрешённым давлением 1,3 МПа. Двухбарабанные, вертикально-водотрубные с естественной циркуляцией, с топкой, предназначенной для сжигания газа и мазута. Основными элементами котлов является верхний и нижний барабаны, соединенные между собой пучком труб, образующих конвективную поверхность нагрева, и топочные экраны, образующие радиационные поверхности нагрева.

Котлы работают на природном газе и мазуте, оборудованы вихревыми горелками типа ГМ, изготовленными Бийским котельным заводом.

Каждый котел ДЕ оборудован дутьевым вентилятором, дымососом, блочным чугунным экономайзером.

Котел ДЕ-25/14 ГМ оборудован блочным чугунным экономайзером ЭП1-646. Котел ДЕ-6,5/14 ГМ оборудован блочным чугунным экономайзером ЭБ2-142И.

Направляющие аппараты дымососов и вентиляторов имеют автоматизированный привод.

Котел ДЕ-25/14 ГМ оборудован горелкой типа ГМ-16. Котел ДЕ-6,5/14 ГМ оборудован горелкой типа ГМ-4,5.

В котельной предусмотрено резервное топливо (мазут). Система подачи мазута в работоспособном состоянии.

Источником водоснабжения является глубинная скважина № 2. Так же на территории котельной находится собственная резервная скважина, из которой может забираться вода в случае с перебоем подачи воды из основной скважины. Для приготовления питательной воды в котельной предусмотрена химводоочистка-двухступенчатая натрий-катионитовая установка и атмосферный деаэратор ДА-100. Подпитка составляет 30 м3/сут. Система возврата конденсата отсутствует.

Общекотельное оборудование включает в себя газовое оборудование (отдельно стоящий ГРП и общекотельные газопроводы), паропроводы, паро- и водо-водяные теплообменники, соединительные трубопроводы питательной, прямой, обратной, подпиточной (хим-очищенной) и исходной воды, питательные и сетевые насосы. Подпиточные насосы отсутствуют, подпитка осуществляется за счет давления водопроводной сети или давления насосов сырой воды.

Каждый котел оборудован необходимыми контрольно-измерительными приборами и приборами автоматики безопасности системы «Кристалл» (Бийский котельный завод). Регулирование основных параметров (давление газа, воздуха на горелку, разряжения) выполняется в ручном режиме. Поддержание уровня в барабане и давления в питательной линии поддерживается в автоматическом режиме.

Расходомеры пара на котлах отсутствуют.

Подключённая тепловая нагрузка котельной на 2011 год составляет

5 Гкал/час. По данным счётчиков удельные расходы топлива за 2011 год составил 4223,312 .

 

 

 

2 Расчёт тепловой схемы

 

2.1Тепловая схема котельной

 

 

Источником теплоснабжения является реконструируемая котельная. Теплоноситель - перегретая вода. Питьевая вода используется только для систем горячего водоснабжения. Для технологических нужд используется пар Р=0,6МПа. Для приготовления перегретой воды с температурой 150-70°С предусматривается сетевая установка.

Система теплоснабжения - закрытая.

Основными преимуществами закрытой системы теплоснабжения являются:

стабильность (по запаху, цветности и другим санитарным
показателям) качества воды, поступающей на водоразбор;

достаточно простой санитарный контроль системы теплоснабжения;

достаточно простая эксплуатация, т.к. стабильный гидравлический режим;

простота контроля герметичности системы теплоснабжения;

Вследствие отсутствия непосредственного водоразбора и незначительной утечки теплоносителя через неплотности соединений труб и оборудования закрытые системы отличаются высоким постоянством количества и качества циркулируемой в ней сетевой воды.

В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловых сетей используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых водяных системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным приборам местной системы горячего водоснабжения поступает непосредственно из тепловых сетей.

Трубопроводы приняты из стальных электросварных труб с устройством теплоизоляции.

На листе 1 графической части дипломного проекта показан генплан промплощадки с разводкой тепловых сетей к объектам потребления.

Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса преобразования энергии и использования в установке теплоты рабочего тела. Она представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, объединенного линиями трубопроводов рабочего тела в соответствии с последовательностью его движения в установке.

Основной целью расчета тепловой схемы котельной является:

- определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расходов тепла на собственные нужды, и распределением этих нагрузок для обоснования выбора основного оборудования;

- определение всех тепловых и массовых потоков, необходимых для выбора вспомогательного оборудования и определения диаметров трубопроводов и арматуры;

- определение исходных данных для дальнейших технико-экономических расчетов (годовых выработок тепла, годовых расходов топлива и др.).

Расчет тепловой схемы позволяет определить суммарную теплопроизводительность котельной установки при нескольких режимах ее работы.

Тепловая схема котельной приведена в графической части дипломного проекта.

Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной приведены в таблице 2.1.1, а сам расчет тепловой схемы приведен в таблице.

 

2.1.1 Расчёт годового теплопотребления

 

 

Таблица 2.1.1– Исходные данные

 

Наименование

Обозначение

Единица измерения

Величина

Расчетная температура воздуха проектирования отопления

tно

 

– 29

Средняя температура отопительного периода

tнхм

 

– 8,1

Расчетная температура воздуха внутри помещений

tв

 

+ 18

Расчетная температура горячей воды у абонента

tг

 

+ 65

Расчетная температура холодной воды у абонента в летний период

   

+ 15

Расчетная температура холодной воды у абонента в зимний период

   

+ 5

Норма среднего недельного расхода горячей воды для общественных и административных зданий

b

л/сут

25

Продолжительность работы системы отопления

no

ч/год

4824

 

 

Продолжение таблицы 2.1.1

 

Расчетная зимняя тепловая нагрузка на отопление

 

кВт

4732

 

 

2.1.2 Годовое теплопотребление на отопление

 

 

Тепловая мощность теплопотребителей на отопление, кВт, зависит от температуры наружного воздуха :

 

                                           (2.1.2.1)

где: QРО- расчетная зимняя тепловая нагрузка на отопление при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования системы отопления. Принимаем по табл. 2.1.1.

tВН - внутренняя температура воздуха в отапливаемом помещении,    

tВН =18 °С;

tН - текущая температура наружного воздуха, °С;

Расчёт ведётся для нескольких температур наружного воздуха: при средней температуре наружного воздуха за отопительный период (-8,1 °C); при минимальной температуре отопительного периода (-29 ); при температуре наружного воздуха +8°C (приложение Г).

при температуре -29 °С:

 

кВт

 

при температуре -8,1 °С:

 

кВт

 

при температуре 8 °С:

 

кВт

 

Годовой отпуск теплоты , кДж/год, можно найти при помощи средней температуры отопительного периода − , которая представлена в исходных данных:

 

                                     (2.1.2.2)

 

где n – число часов отопительного периода, находится для заданного района;

 

ч.

 

 

Далее строится график годового теплопотребления сезонной нагрузки теплопотребителей, который представлен на рисунке 2.1.2.

 

 

 

Рисунок 2.1.2 - График годового теплопотребления сезонной нагрузки теплопотребителей.

 

 

2.1.3 Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение.

 

 

Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение (круглогодовая нагрузка теплопотребителей), кДж/год, определяется так:

 

                     (2.1.3.1)

 

где – число часов на ремонт и опрессовку тепловых сетей (принимается 100 – 200 час);

Qср – суммарная средняя тепловая мощность по всем абонентам на    горячее водоснабжение, кВт.

 

 

Суммированием находят годовой отпуск теплоты источником теплоснабжения, кДж/год:

 

                                             (2.1.3.2)

 

 

 

2.2 Расчёт водяных сетей.

 

 

Сначала определяют расход воды на отопление, кг/с:

 

                                        (2.2.1)

 

где с – удельная теплоёмкость воды 4,19 кДж/(кг К);

и − температуры в прямом и обратном трубопроводах сети при расчетной наружной температуре воздуха, °С.

 

.

 

Расход воды на горячее водоснабжение, кг/с:

 

;                                   (2.2.2)

 

.

 

Расчётный расход сетевой воды, кг/с:

 

;                                 (2.2.2)

 

где − КПД транспорта тепловой энергии по водяным тепловым сетям (принимается 0,97−0,93);

 

 

Определяется по следующей формуле расход подпиточной воды, кг/с:

 

;                                    (2.2.3)

 

 

2.3 Гидравлический расчет системы отопления тепловой сети

 

 

Цель гидравлического расчета трубопроводов системы отопления состоит в том, чтобы обеспечить во всех отопительных приборах закрытых систем теплоснабжения необходимый расход горячей воды с заданной температурой теплоносителя. Расчет является конструктивным, поэтому конечной целью является выбор трубопроводов соответствующих диаметров.

Диаметры трубопроводов системы отопления, по которым вода подается к отопительным приборам, следует принимать исхо­дя из условия обеспечения подачи необходимого количества горячей воды с требуемой температурой в наиболее удаленные и высоко расположенные точки водоразбора с максимальным использованием располагаемого напора в системе. Составляем расчетную схему (приложение Д), с номерами и длинами участков, с расходами воды по участкам тепловой сети.

Гидравлический расчет производится в два этапа: предварительный и проверочный.

Для расчета участков принимаем:

– удельное линейное падение давления;

- удельный вес воды;

- постоянный коэффициент для воды;

- абсолютная эквивалентная шероховатость трубопровода.

         На трубопроводах тепловой сети установлены следующие местные сопротивления:

задвижка у магистрали у ответвления и на ответвлении ;              

сальниковый компенсатор на каждые 100м трубопровода ;

тройник в точке ответвления трубопровода ;

поворот трубопровода .

Расчет первого участка трубопровода.

Предварительный расчет.

Определим расход воды на участке, кг/с:

 

 

 

Предварительный расчет внутреннего диаметра трубы, d1, м:

 

 

 

Полученное значение округляем до стандартного:

, м (приложение Е).

 

Проверочный расчет.

Производим расчет действительного удельного падения давления, , Па/м:

 

 

 

Эквивалентная длина всех местных сопротивлений на участке, м:

 

, м;

 

м.

 

Падение давления на данном участке в прямой и обратной теплосети составит, Па:

 

, Па;

 

где: – длина участка 0-1.

 

, Па

 

Падение напора на данном участке в прямой и обратной теплосети составит: м.

 

 

где располагаемое давление у всех абонентов, м. Для нормальной работы абонентских вводов принимается 20 м.в.ст.

 

 

Расчеты по остальным участкам проведем аналогично и снесем результаты в таблицу 2.3.1.

 

 

Таблица 2.3.1 – Результаты гидравлического расчёта

№ участка

Расход воды на участке

Предварит. Диаметр

Уточнен. Диаметр

Действит. удельное падение давления

Падение давления на участке в прямой и обратной тепловой сети

Падение напора на участке в прямой и обратной тепловой сети

2-3

0,798

0,047

0,051

52,956

6366

20,666

3-5

5,046

0,095

0,1

61,669

8321

20,871

4-5

8,835

0,118

0,125

58,593

9618

22,228

5-6

8,839

0,119

0,125

58,639

12389

22,518

 

Продолжение таблицы 2.3.1

 

6-7

9,51

0,121

0,125

67,881

13220

22,605

7-8

10,032

0,124

0,125

75,539

28010

24,153

8-9

10,044

0,124

0,125

75,728

28559

24,211

9-10

10,052

0,124

0,125

75,842

43339

32,967

10-11

11,416

0,130

0,125

97,825

58719

37,367

11-12

13,591

0,139

0,150

53,237

126149

44,424

13-14

0,025

0,013

0,015

30,842

127737

44,59

14-15

0,612

0,043

0,04

111,568

133488

45,192

15-12

0,809

0,048

0,05

60,376

137758

45,639

12-16

14,42

0,142

0,150

59,497

143061

46,194

17-18

0,277

0,032

0,033

62,723

144396

46,334

18-19

0,693

0,045

0,051

39,908

148704

46,758

16-19

15,113

0,145

0,150

65,824

157821

47,739

19-20

15,428

0,146

0,150

68,596

178391

49,892

21-22

0,044

0,016

0,015

99,19

184421

50,523

22-23

0,412

0,037

0,04

50,496

192160

51,333

23-24

0,511

0,04

0,04

77,558

196080

51,743

24-25

0,759

0,046

0,051

47,8

203391

52,508

25-26

0,83

0,048

0,051

57,169

234661

53,897

26-27

1,077

0,053

0,051

96,303

292941

59,996

27-28

1,346

0,058

0,070

28,55

294400

60,149

28-29

1,706

0,063

0,07

45,85

296743

60,394

29-30

1,857

0,065

0,07

54,353

344023

65,342

30-31

2,413

0,072

0,07

91,729

348910

65,853

31-32

2,565

0,074

0,07

103,638

356391

66,636

32-20

2,616

0,074

0,07

107,823

364292

67,463

Продолжение таблицы 2.3.1

 

20-33

18,044

0,155

0,150

93,832

373253

68,401

 

 

Суммарные потери напора в прямом и обратном трубопроводе составили 68,401 метра. Суммарный расход воды равен 18.044 кг/с.

После выполнения гидравлического расчёта были получены данные о диаметрах трубопроводов, данные о потерях давления и напора на участках.

По полученным данным подбираем насосы.

        

 

2.4. Расчет мощности тепловых потерь теплопроводом

 

 

Потеря мощности всем теплопроводом в окружающую среду, ,                                         кВт, подсчитывается по формуле:

 

 

где β′ – коэффициент местных потерь опорами и арматурой (принимается 0,2);

, – длины магистральных участков, ответвлений и вылетов компенсаторов, м;

, – удельная мощность тепловых потерь на участке прямого и обратного трубопроводов, Вт/м (зависит от температуры теплоносителя и диаметра трубопровода;

к – количество участков тепловой сети;

Все значения для расчёта приведены в таблице 10.

Мощность тепловых потерь прибавляется к максимальной тепловой мощности на отопление, вентиляцию и среднесуточной на г.в.с. абонентов, таким образом, получают необходимую мощность    источника теплоснабжения, отпускаемую в водяные тепловые сети.

Расчёт потери мощности ведётся для каждого потребителя, кВт.

Для участка теплопровода проложенного до локомотивного ДЭПО, кВт:

 

 

Для участка теплопровода проложенного до мельницы «Ассоль», кВт:

 

 

Для участка теплопровода проложенного до базы околодок ПЧ-26, кВт:

 

 

Для участка теплопровода проложенного до конторы ЭЧ, кВт:

 

 

Для участка теплопровода проложенного до вокзала, кВт:

 

 

Результаты расчётов потерь теплопроводом сводим в таблицу 2.4.1.

 

 

Таблица 2.4.1 Значения для расчёта тепловых потерь.

 

Наименование

       

β′

 для дэпо

110

50

2000

50

0,2

 для мельницы Ассоль

125

87

2500

40

0,2

 для ПЧ-26

140

100

786

30

0,2

 для ЭЧ

85

60

215

30

0,2

 для вокзала

85

60

1715

20

0,2

 

 

 

 

 

 

2.5. Расчёт схемы водогрейной котельной

 

 

Исходные данные для расчета:

– система теплоснабжения – закрытая, двухтрубная;

– расчетный расход сетевой воды на выходе из котельной, , кг/с;

– температура воды на входе в отопительные системы абонентов и выходе из них при расчетной наружной температуре воздуха, / , °С;

– расход подпиточной воды в тепловые сети, , кг/с;

– расход воды на горячее водоснабжение по всем абонентам, ,кг/с;

– максимальная тепловая мощность, отпускаемая на отопление, , и среднесуточная на горячее водоснабжение, , кВт;

– Мощность тепловых потерь в сети, , кВт.

Цель расчета тепловой схемы – определить расход воды через водогрейные котлы, тепловую мощность котельной, потоки воды и температуры в отдельных точках, а по ним выбрать основное и вспомогательное оборудование.

 

Для деаэрации воды используется вакуумный деаэратор.                                 Расход греющей воды, поступающей в вакуумный деаэратор, находится из уравнения теплового баланса деаэратора, кг/с :

 

 

 

- температура насыщения в вакуумном деаэраторе, определяется по давлению в деаэраторе;

= -20 , температура химически очищенной воды на входе в головку деаэратора, ;

- температура греющей воды (на выходе из водогрейных котлов) равна 150 ;

η – КПД потерь тепловой мощности в окружающую среду, принимается 0,98.

 

 

 

 

 

 

 

 

Найдём тепловую мощность деаэрированной воды, кВт:

 

 

где = ; - температура деаэрированной воды после охладителя;

– недоохлаждение воды до температуры под питочной воды, принимается 30 °С;

– температура хим-очищенной воды после ХВО, принимается 27 °С.

 

 

Температура хим-очищенной воды после охладителя деаэрированной

Воды находится из уравнения теплового баланса охладителя, °С:

 

 

Здесь - КПД потерь в охладителе, принимается 0,98.

 

 

Определим расход водопроводной (сырой )воды в котельную, кг/с:

 

 

 

Расход греющей воды на подогреватель хим-очищенной воды перед деаэратором находится из решения системы уравнений теплового баланса подогревателей сырой и хим-очищенной воды, кг/с:

 

 

где , - температура сырой воды на входе в котельную и на входе в

химводоочистку, принимаются 5 °С и 30 °С соответственно;

- температура греющей воды после подогревателя сырой воды, °С;

Δt – недоохлаждение греющей воды до температуры сырой воды, принимается 30 °С.

 

 

Тепловая мощность подогревателя водопроводной (сырой) воды, кВт:

 

 

 

Тепловая мощность подогревателя хим-очищенной воды перед деаэратором, кВт:

 

 

 

Определение расхода воды через насосы рециркуляции. Максимальный расход воды бывает в конце отопительного сезона при температуре наружного воздуха + 8 °С. По этому расходу воды и гидравлическому сопротивлению водогрейного котла выбирается марка насосов.Согласно температурному графику регулирования отопительной нагрузки температуре наружного воздуха =+8 °С соответствует температура обратной воды из отопительных систем, °С:

 

 

Температура обратной воды после ЦТП на входе в источник теплоснабжения, :

 

 

 

Тогда максимальный расход воды, через насосы рециркуляции

определится из выражения, кг/с:

 

 

 

 

Все условные обозначения использовались ранее.

 

Минимальный расход воды через насосы рециркуляции соответствует температуре наружного воздуха , причем =70 °С. Вычисляя и подставляя в упомянутое выражение для расхода воды через насосы рециркуляции, находим, , кг/с.

 

 

где - расчётная тепловая нагрузка при температуре наружного воздуха +8 ;

 

 

Максимальный расход воды через клапан перепуска, кг/с, приходится на конец отопительного сезона, когда =+8 °С. Температура воды, подаваемой в отопительные приборы абонентов равна = 70 °С (срезка температурного графика из-за необходимого подогрева водопроводной воды на горячее водоснабжение (г. в. с.) в ЦТП до = 65 °С.

 

 

 

 

Расход воды через водогрейные котлы, кг/с:

 

 

 

Тепловая мощность котельной на собственные нужды, кВт:

 

 

 

Тепловая мощность котельной, кВт:

 

 

 

Далее рассчитывается и прилагается в пояснительную записку температурный график регулирования мощности источника и потребителя.

Вид температурных графиков зависит от способа включения

подогревателей воды на г. в. с. .

При отношении применяется последовательная схема включения подогревателей ,при :

 

, тогда:

 

 

 

Следовательно, выбираем последовательную схему включения подогревателей.

 

 

Таблица 2.5.1. - Расчёт тепловой схемы

 

Расчётная величина

Обозначения

Результат вычислений

Расход греющей воды в деаэратор

 

0,127 кг/с

Производительность деаэратора

 

0,562 кг/с

Тепловая мощность на деаэратор

 

37,193 кВт

Тепловая мощность охладителя деаэрированной воды

 

54.137 кВт

Расход сырой воды в котельную

 

0,544 кг/с

Расход греющей воды на подогреватель хим-очищенной воды

 

0,233 кг/с

Тепловая мощность подогревателя сырой воды

 

56,952 кВт

Тепловая мощность подогревателя хим-очищенной воды

 

7,087 кВт

Расход воды через насосы рециркуляции

 

7,933 кг/с

Максимальный расход воды через клапан перепуска

 

14,272 кг/с

Расход воды через водогрейные котлы

 

26,211 кг/с

Тепловая мощность котельной на собственные нужды

 

155,369 кВт

Тепловая мощность котельной

 

7892 кВт

 

 

2.6 Регулирование тепловой мощности, отдаваемой теплопотребителю от источника теплоснабжения

 

 

Регулирование предназначено для экономии топлива и обеспечения качества теплоснабжения, поддержание температуры внутри помещений на расчетном уровне при любой температуре наружного воздуха.

В системах централизованного теплоснабжения качественный отпуск теплоты абонентам возможен только при наличии четырех ступеней регулирования.

Первая ступень – центральное качественное регулирование.Оно осуществляется непосредственно на источнике теплоснабжения (в котельной) и приводит в соответствие мощность источника теплоты и потребителей.

Центральное качественное регулирование предполагает постоянный расход сетевой воды = const и меняющуюся температуру прямой и обратной воды - в соответствии со среднесуточной температурой наружного воздуха - . Осуществляется регулирование температуры прямой и обратной воды по температурному графику (рис.2.6.1).

Температура в прямой сети на выходе из котельной, , будет равна:

 

 

Температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети на входе в источник теплоснабжения, , будет равна:

 

 

где - емпература в прямой сети за второй ступенью подогрева воды для горячего водоснабжения на ЦТП, поступающей в отопительные приборы, ;

 

где - температура за отопительными приборами, :

 

 

где , где = 10 ;

= 5 .

Все остальные обозначения встречались ранее.

Расчёт ведётся для нескольких температур и далее строится температурный график.

При температуре наружного воздуха, =-29 , температура за отопительными приборами, :

 

 

Температура в прямой сети за второй ступенью подогрева воды для горячего водоснабжения, :

 

 

Температура в прямой сети на выходе из котельной, :

 

 

Температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети, на входе в источник теплоснабжения, :

 

При температуре наружного воздуха, =-20 , температура за отопительными приборами, :

 

 

Температура в прямой сети за второй ступенью подогрева воды для горячего водоснабжения, :

 

 

Температура в прямой сети на выходе из котельной, :

 

 

Температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети, на входе в источник теплоснабжения, :

 

При температуре наружного воздуха, =-8,1 , температура за отопительными приборами, :

 

 

Температура в прямой сети за второй ступенью подогрева воды для горячего водоснабжения, :

 

 

Температура в прямой сети на выходе из котельной, :

 

 

Температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети, на входе в источник теплоснабжения, :

 

 

При температуре наружного воздуха, =8 , температура за отопительными приборами, :

 

 

Температура в прямой сети за второй ступенью подогрева воды для горячего водоснабжения, :

 

 

Температура в прямой сети на выходе из котельной, :

 

 

Температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети, на входе в источник теплоснабжения, :

 

Полученные данные сводим в таблицу 2.6.1:

 

Таблица 2.6.1 – Температуры сетевой воды

 

=f(tн)

63.538

83.401

102.819

119.01

130.593

157.329

=f(tн)

28.095

34.341

39.972

44.419

47.491

58.908

8

0

-8.1

-15

-20

-29

 

По полученным данным строим график температур сетевой воды, который представлен на рисунке 2.6.1.

 

 

Рисунок 2.6.1 - Графики температур сетевой воды

Регулирование температуры прямой воды осуществляется в водогрейных котельных перепусками воды мимо котла через перепускной клапан.

 

 

3 Выбор основного и вспомогательного оборудования котельной

 

 

3.1 Выбор котлоагрегатов

 

 

По надежности теплоснабжения потребителей котельные делятся на: котельные первой категории, если они являются единственным источником теплоты потребителей первой категории, нарушение теплоснабжения которых связано с опасностью для жизни людей или со значительным ущербом народному хозяйству; котельные второй категории, если они являются источником теплоты потребителей второй категории, которые допускают снижение температуры в отапливаемых помещениях , на период ликвидации аварии (не более чем на 54 часа) в жилых и общественных зданиях до 12 °С, в промышленных зданиях до 8 °С; котельные третьей категории, если они снабжают остальных теплопотребителей.

В котельных первой категории ставится один резервный котел.                   В котельных второй и третьей категории установка резервного котла не

предусматривается.

Методика выбора оборудования справедлива для любой из рассмотренных схем котельных, как для вновь создаваемых, так и расширяющихся.

При выборе паровых или водогрейных котлов в новых котельных следует учитывать рекомендации об однотипности оборудования.

Количество водогрейных котлов, определяется по формуле:

 

 

где - тепловая мощность котельной, МВт;

- тепловая мощность одного стандартного водогрейного котла.

 

 

 

Выбираем два водогрейных котла КВ-ГМ-4,65-150 и летний котёл марки КВ-ГМ-2,5-150.

Общая мощность котельной составит, МВт:

 

 

 

3.2 Расчет и выбор теплообменников

 

 

В котельных, как правило, применяют теплообменники поверхностного типа. Поверхность теплообмена образуется из труб, расположенных внутри корпуса теплообменника. Через стенки трубок происходит передача теплоты от греющей к нагреваемой среде.

По расположению трубных систем теплообменники подразделяются на вертикальные и горизонтальные. Вертикальная конструкция теплообменников применяется в основном в крупных паровых котельных для подогрева сетевой воды. Установка таких аппаратов требует значительно меньшей площади котельной, чем для теплообменников горизонтального типа, но высота помещений должна обеспечить возможность выема трубной системы теплообменников.

Водо-водяные теплообменники водогрейных котельных устанавливаются, как правило, горизонтального типа. Выбор теплообменников производится на основании теплового расчета установки. В практике проектирования котельных обычно выполняются только поверочные расчеты теплообменников для определения пригодности выбранных по каталогам теплообменников для заданных расчетных условий. Поверхность нагрева теплообменников должна быть несколько больше требуемых по расчету, т.е. выбор всегда производится с запасом.

 

3.2.1 Выбор теплообменника для подогрева хим-очищенной воды

 

 

Выбираем стандартный водо-водяной теплообменник и делаем поверочный расчет, т.е. проверяем его по поверхности нагрева.

-расход греющей воды, 0,233 кг/с;

- температура сырой воды, 5 ;

- температура греющей воды входящей в теплообменник, 130 ;

- Температура воды, поступающей на ХВО, 30 ;

- температура воды, выходящей из теплообменника, 100 ;

- расход сырой воды, 0,544 кг/с.

Составляем схему теплообменника.

Определяем средние температуры теплоносителей и находим по таблице физические параметры;

 

 

По таблице приложения находим плотности для данных температур

Определяем тепловую нагрузку (теплопроизводительность) теплообменника, кВт, по формуле:

 

 

 

Переводим массовый расход в объемный, V :

 

 

 

 

 

Выбираем место прохода горячей и холодной воды. Используем рекомендацию. Сырую воду направляем внутрь трубок, горячую, как более чистую, направляем между трубок.

Выбираем оптимальные скорости движения теплоносителей;

Рассчитываем живое сечение трубного и межтрубного пространства, ;

 

 

 

 

 

По живому сечению трубного пространства выбираем стандартный теплообменник. Выбираем горизонтальный, секционный, разъемный водо-водяной подогреватель с длиной секции 4 метра по ОСТ-27590-88 и 34-588-68;

Выписываем характерные размеры выбранного теплообменника.

Диаметр корпуса:

Дн = 57 мм = 0,057 м;

Поверхность нагрева одной секции;

F 1= 0,75 ;

число трубок n = 4;

шаг трубок h = 21 мм

площадь сечения трубок и площадь сечения межтрубного пространства соответственно:

=0,00062 м;

=0,0011 м;

Выбираем стандартный водо-водяной теплообменник.

3.2.2 Выбор теплообменника для повышения температуры сырой воды

 

-расход греющей воды, 0,233 кг/с;

- температура греющей воды, входящей в теплообменник, 100 ;

- температура сырой воды, 5 ;

- Температура греющей воды, выходящей из теплообменника, 70 ;

-температура сырой воды, выходящей из теплообменника, 30 ;

- расход сырой воды, 0,544 кг/с.

Составляем схему теплообменника.

Определяем средние температуры теплоносителей и находим по таблице физические параметры, ;

 

 

 

 

 

 

Определяем тепловую нагрузку (теплопроизводительность) теплообменника, кВт, по формуле:

 

 

 

Переводим массовый расход в объемный, V

 

 

 

 

 

Выбираем место прохода горячей и холодной воды. Используем рекомендацию. Хим-очищенную воду направляем внутрь трубок, деаэрированную, как более чистую, направляем в межтрубное пространство.

Выбираем оптимальные скорости движения теплоносителей;

Рассчитываем живое сечение трубного и межтрубного пространства,

;

 

 

 

 

 

По живому сечению трубного пространства выбираем стандартный теплообменник. Выбираем горизонтальный, секционный, разъемный водо-водяной подогреватель с длиной секции 4 метра по ОСТ-27590-88 и 34-588-68;

Выписываем характерные размеры выбранного теплообменника.

Диаметр корпуса:

Дн = 57 мм = 0,057 м;

Поверхность нагрева одной секции;

F 1= 0,75 ;

число трубок n = 4;

шаг трубок h = 21 мм

площадь сечения трубок и площадь сечения межтрубного пространства соответственно:

=0,00062 м;

=0,0011 м;

 

 

3.3.Выбор деаэратора

 

 

Деаэрационные установки предназначены для удаления из воды агрессивных газов, которые способствуют коррозии трубопроводов и отложению продуктов коррозии на внутренней поверхности экранных труб котла, что приводит к пережогу труб.

Деаэратор состоит из бака- аккумулятора, колонки, охладителя выпара, а также арматуры и приборов предназначенных для регулирования и контроля.

Деаэратор выбирается по производительности и по объему баков деаэрированной воды.

Определяем расход воды на выходе из деаэратора, по формуле:

 

 

 

где 0,562- расход воды через деаэратор, /ч

- плотность воды при t = 130 .

Определяем ёмкость бака-аккумулятора, т/ч

 

 

 

Выбираем деаэратор типа ДВ-1/0,75;

Номинальная производительность – 1 т/ч;

Тип колонки-КДВ-1;

Ёмкость вместимости бака – 0,7 ;

Охладитель выпара- Q 5-10.

 

 

3.4 Подбор сетевых и подпиточных насосов

 

 

Определим производительность сетевых насосов, :

 

 

 

Необходимый напор сетевых насосов из расчётов равен:

Из полученных данных выбираем консольный, моноблочный насос КМ 90/85а. фирмы Ампика (Россия), мощность двигателя 37 кВт и 3600 об./мин, напор до 76 м, производительность до 85 , максимальное рабочее давление 1,0 или 1,6 МПа в зависимости от модели. Насос предназначен для перекачивания в стационарных условиях чистой воды (кроме морской).

Для восполнения возможных утечек в системе рассчитаем необходимые нам подпиточные насосы. Зная, что расход подпиточной воды равен 0,435 кг/с,

подбираем насос:

Определим производительность подпиточных насосов, :

 

,

 

 

Напор подпиточных насосов равен:

, м.

В качестве подпиточных насосов выбираем два насоса фирмы JEMIX SGJC 800-1. Это поверхностный насос, мощность двигателя 800 Вт, напор до 40 м, производительность до 3 . Один из выбранных насосов будет являться резервным.

Выбор рециркуляционного насоса проводим исходя из максимального расхода воды на насосы рециркуляции, .

 

                                               (3.4.2)

 

 

Из полученных данных выбираем консольный, моноблочный насос КМ 45/55. фирмы Ампика (Россия), мощность двигателя 15 кВт и 3600 об./мин, напор до 55 м, производительность до 45 , максимальное рабочее давление 1,0 или 1,6 МПа в зависимости от модели. Насос предназначен для перекачивания в стационарных условиях чистой воды.

 

 

3.6 Выбор дымососа и вентилятора

 

 

В комплектацию с котлом КВ-ГМ-4,65-150 входят дымосос и вентилятор, основные характеристики которых приведены ниже:

1) Дымосос типа ДН-9-1000 ;

КПД-83 %;

Давление - 800 Па;

Производительность - 9930 м /ч;

Двигатель 4AМ160S6 (11 кВт).

2) Вентилятор типа ВДН-9-1000 ;

КПД -83 %;

Давление- 1250 Па;

Производительность- 9930 м /ч;

Двигатель AИP160S6 (11 кВт).

система автоматики СА-КВ-Г

В комплектацию с котлом КВ-ГМ-2,5-150 входят дымосос и вентилятор, основные характеристики которых приведены ниже:

1) Дымосос типа ДН-6,3-1500

КПД-83 %;

Давление - 880 Па;

Производительность - 5100 м /ч;

Двигатель    4А112М4 (5,5 кВт).

2)Вентилятор типа ВДН-6,3-1500

КПД -83 %;

Давление- 1380 Па;

Производительность- 5100 м /ч;

Двигатель 4А112М4 (5,5 кВт).

система автоматики СА-КВ-Г

 

3.7 Выбор подогревателя мазута

 

 

6.1.Определение расхода энергии на подогрев мазута.

Определим удельную тепловую мощность, затрачиваемую на нагрев кг топлива, кДж/кг

 

 

где =2,155 кДж/кг - удельная теплоёмкость мазута;

=50 - температура, до которой требуется подогреть мазут;

= 4 - температура мазута поступающего в подогреватель;

 

 

Определим мощность, требуемую для подогрева мазута, кВт:

 

 

где - расход мазута через мазутопровод, кг/с;

 

 

Учитывая кпд мазутоподогревателя = 0,93, тепловая мощность , кВт будет равна:

 

 

 

Исходя из результатов выбираем электрический мазутоподогреватель марки МПЭ-0,2-12 .

Электрические подогреватели мазута типа МПЭ предназначены для нагрева мазута до требуемой температуры, с последующим сжиганием его в паровых, водогрейных котлах и в других производствах топливно-энергетического комплекса. В таких подогревателях подогрев мазута осуществляется с помощью электрических нагревательных элементов (нагревательных лент).

Перед нагревом мазут необходимо очистить от остатков нефтяных фракций и механических примесей. Для этого, как правило, применяют фильтры грубой очистки и тонкой очистки мазута ФМ.

Подогреватель мазута типа МПЭ представляет собой проточный теплообменный аппарат, в нем нагревательные элементы установлены на поверхности труб, внутри которых циркулирует подогреваемый мазут.

Электрический подогреватель мазута МПЭ может работать в ручном и автоматическом режимах. При автоматическом режиме на блоке управления задается максимальная температура нагрева мазута и нижний рабочий предел температуры. При максимальной температуре блок питания отключает нагревательный элемент, при нижнем пределе вновь включает нагревательный элемент. Ручной режим используется для включения электрического подогревателя мазута и вывода его на режим.

Электрические подогреватели мазута МПЭ в номинальном режиме при производительности 250 кг/ч обеспечивают нагрев мазута от 50 °С до 110 °С. Потребляемая электрическая мощность подогревателя при этом составляет ~12 кВт.

Подогреватели могут быть рассчитаны на давление мазута 6, 10, 16 и 25 кгс/с (0,6÷2,5 МПа).

Электрические подогреватели мазута МПЭ поставляются в комплекте со щитом управления (блоком автоматики).

На рисунке приведен чертеж общего вида электрического подогревателя мазута МПЭ 0,2-12-III.

Рисунок 3.7.1 - Электрический мазутоподогреватель.

где А - вход мазута; Б - выход мазута; В - дренаж; Г - присоединение манометра; Д - присоединение датчика температуры.

Ориентировочная масса подогревателя в сборе – 140 кг.

 

 

 

 

4.Конструктивные особенности устанавливаемых котлов

 

 

4.1 Характеристики котла КВ-ГМ-4,56-150

 

 

Котлы водогрейные КВ-ГМ предназначены для получения горячей воды температурой до 150 °С, используемой в системах отопления, горячего водоснабжения промышленного и бытового назначения.

Котлы теплопроизводительностью 4 и 6,5 Гкал/час отличаются лишь глубинами топочной камеры и конвективной шахты и имеют единый профиль. Несущий каркас у котлов отсутствует. Система трубная имеет опоры, приваренные к нижним коллекторам. Опоры, расположенные на стыке топочной камеры и конвективной шахты неподвижны. Топочная камера, состоящая из фронтового, потолочного, подового, заднего и двух боковых экранов, экранирована трубами диаметра 60×3мм с шагом 80мм, входящими в коллекторы диаметром 159×7 мм. Между трубами ввариваются проставки шириной 20мм, обеспечивающие газоплотность панелей топки котла. Трубы боковых экранов, расположены вертикально. На боковых стен- ках топки предусмотрены гляделки, обеспечивающие возможность контроля за горением и состоянием поверхностей нагрева, обмуровки и изоляции. Возможность проникновения внутрь топочной камеры, для осмотра поверхностей ее элементов обеспечивает прямоугольный лаз (405×510мм), расположенный на заднем экране топочной камеры котла. Конвективная поверхность нагрева, расположенная над топочной камерой, состоит из U-образных ширм из труб диаметром 32×3 с шагом S1=80мм и S2=33мм. Боковые стены конвективного газохода закрыты горизонтально расположенными трубами диаметром 60×3мм, и ввариваются в вертикальные коллектора диаметром 159×7мм. Газоплотность боковой поверхности конвективной части достигается путем приварки между трубами (горизонтально расположенными) уголка 32×32×4. Газоплотность поверхности заднего, потолочного и подового экрана обеспечивается варкой проставок шириной 20мм между трубами.

Котлоагрегаты оборудованы горелкой типа РГМГ: КВ-ГМ-4,65-150-горелкой РГМГ-4; КВ-ГМ -2,5-150- горелкой РГМГ-2. Горелка устанавливается на воздушном коробе котла, который крепится на фронтовом экране к щиту. По согласованию котлы могут быть оборудованы любыми зарубежными или отечественными газовыми горелками соответствующей производительности.

Работающие на мазуте котлы, могут быть оборудованы устройством газоимпульсной очистки (ГИО) для удаления наружных отложений с труб конвективных поверхностей нагрева.

Котлы имеют облегченную натрубную обмуровку, поставляются без обшивки. Обмуровочные и изоляционные материалы в комплект поставки не входят.

Подвод воды (при температурном графике (70-150 ºС)) осуществляется в коллектор левой секции конвективного блока. Отвод воды – из коллектора правой секции конвективного блока.

Габаритные размеры котельного агрегата:

длина (глубина) – 5200 мм;

ширина – 3000 мм;

высота - 3900 мм.

Основные характеристики приведены в таблице 4.1.1.

 

Таблица 4.1.1 - Технические характеристики котла КВ-ГМ-4,65-150

 

Технические характеристики

КВ-ГМ-4,65-150

Теплопроизводительность номинальная, МВт (Гкал/ч)  

4,65 (4,0)

Вид топлива

газ/мазут

Давление воды на входе в котел, не более, МПа

1,6

Давление воды на выходе из котла, не менее, МПа

1,0

Температура воды на входе, °С

70

Температура воды на выходе, °С

150

Гидравлическое сопротивление, МПа

0,25

Диапазон регулирования теплопроизводительности по отношению к номинальной, %

20-100

Расход воды, т/ч

49,5 (92)

Расход топлива, /ч-газ/кг/ч-мазут

530/500

Температура уходящих газов, °С, газ/мазут

150/245

Полный назначенный рок службы, лет, не менее

10

КПД котла, %, не менее, газ/мазут

94/86,3

Горелка (входит в обязательную комплектацию)

РТМГ-4

Продолжение таблицы 4.1.1

 

Водяной объем,

1,75

Масса котла (без горелки и без воды), кг

6900

Номинальный расход газ-н /ч топлива, не более, диз.топл.-кг/ч

496       428

 

 

В обязательную комплектацию входит трубная система (в сборе, либо россыпью), составные и монтажные детали, комплектующие изделия (арматура, приборы КИП), горелка.

 

 

4.2 Характеристики котла КВ-ГМ-2,5-150

 

 

Котёл КВ-ГМ-2,5-150 нужен для покрытия летней нагрузки, которая связана с горячим водоснабжением, основные характеристики приведены в таблице 4.2.1.

 

Таблица 4.2.1 - Конструктивные характеристики котла КВ-ГМ-2,5-150

 

Технические характеристики

КВ-ГМ-2,5-150                   газ              диз.топливо

Теплопроизводительность номинальная, МВт (Гкал/ч)  

2,5(2,15)

Температура воды на входе в котел, °С

70

Температура воды на выходе из котла, °С

150

Температура уходящих газов, °С

150               190

Расчетное давление воды на входе, МПа

1,6

Гидравлическое сопротивление, не более, МПа

0,12

КПД котла не менее, %

92,9                 91

Диапазон регулирования, %

от 30 до 100

Удельный выброс оксидов азота, г/

0,08               0,16

Продолжение таблицы 4.2.1

 

Расход воды через котел, т/ч

27

Аэродинамическое сопротивление котла (без горелки), не более, Па

280

Номинальный расход газ-н /ч топлива, не более, диз.топл.-кг/ч

281               245

КПД котла, %, не менее, газ/мазут

90,5/86,3

Водяной объем,

1,4

Масса котла (без горелки и без воды), кг

3500

 

 

5.Автоматика регулирования

 

 

Надежная, экономичная и безопасная работа котельной с минимальным числом обслуживающего персонала может осуществляться только при наличии систем: автоматического регулирования, автоматики безопасности, теплотехнического контроля, сигнализации и управления технологическими процессами.

Задачами автоматического регулирования теплоисточника является: поддержание температуры воды, подаваемой в теплосеть, на заданном уровне, определяемым в соответствии с отопительным графиком при экономичном сжигании используемого топлива и стабилизация основных параметров работы котельной.

Температура воды, подаваемой в теплосеть в соответствии с отопительным графиком, поддерживается на заданном уровне «холодным перепуском». Заданный расход воды, независимо от количества работающих котлов, обеспечивается регулятором расхода (клапаном на линии рециркуляции), получающим импульс по перепаду давлений между коллекторами прямой и обратной сетевой воды котлов.

Регулятор подпитки обеспечивает поддержание заданного давления в обратном трубопроводе сетевой воды.

Для обеспечения качественной деаэрации предусмотрены вакуумные деаэраторы, устойчивая работа которых поддерживается регуляторами уровня и давления.

Для котлов предусмотрено регулирование процесса горения с помощью регуляторов разряжения воздуха и топлива.

Функции автоматики котла:

а) Защита, автоматика котла КВ-ГМ-4,65-150 и КВ-ГМ-2,5-150 обеспечивает отсечку топлива при исчезновении напряжения питания и при отклонении технологических параметров от нормы:

при погасании факела горелки;

при повышении или понижении давления газа перед горелкой;

при понижении разрежения в топке;

при понижении давления воздуха;

при повышение давления вода на выходе из котла;

при повышение температуры на выходе из котла;

при отключении электродвигателей дымососа или вентилятора.

б) Аварийная световая и звуковая сигнализация при отклонении технологических параметров от нормы и запоминание первопричины аварии.

в) Автоматический розжиг котла с проверкой герметичности газовых клапанов.

г) Автоматическое регулирование разрежения в топке котла, соотношения «топливо-воздух» с помощью МЭО, либо применение частотных преобразователей на дымососе (ДН), Вентиляторе (ВДН).

д) Автоматика котла КВ-ГМ-4,65-150 КВ-ГМ-2, 5-150 обеспечивает контроль и регистрацию следующих параметров (с выводом на персональный компьютер - дополнительная опция):

температура воды на выходе из котла;

давление воды на выходе из котле;

расход воды, через котёл;

расход газа.

е) Контроль по месту давления газа, мазута, воздуха перед горелкой и разрежения в топке котла.

Конфигурация щита на контроллере SMH 2010 представлен на рисунке 5.1:

 

 

Рисунок 5.1 - Контроллер SMH 2010

 

 

Комплектность автоматики:

а) Разряжение в топке и давление воздуха перед горелкой:

прома ИДМ-ДИВ, представленный на рисунке 7;

датчик давления ПД100-ДИ, представленный на рисунке 8;

б) Контроль температуры:

датчики температуры ТСМ, ДТС, представленные на рисунке 9.

Рисунок 7 - Прома ИДМ-ДИВ

 

Рисунок 8 - Датчик давления ПД100-ДИ

 

Рисунок 9 - Датчики температуры ТСМ, ДТ

 

Выбираем автоматику марки БКС-007 – для котлов КВ-ГМ-4,65-150 и БКС-001 – для котла КВ-ГМ-2,5-150.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 Охрана окружающей среды

 

 

Основным источником образования вредных веществ при работе котельной являются котлоагрегаты. При горении газа в атмосферу поступают следующие вредные вещества:

   окись углерода;

   окислы азота;

   сернистый ангидрид;

 

6.1 Мероприятия по охране окружающей среды

 

 

Продукты сгорания, расчет оказывают определяющее влияние на энергетические и экологические показатели различных теплотехнических установок.

Однако помимо этих продуктов при сгорании образуется и ряд других веществ, которые вследствие их малого количества не учитываются в энергетических расчетах, но определяют экологические показатели топок, печей, тепловых двигателей и других устройств современной теплотехники.

В первую очередь к числу экологически вредных продуктов сгорания следует отнести так называемые токсичные газы.

Токсичными называют вещества, оказывающие негативные воздействия на организм человека и окружающую среду. Основными токсичными веществами являются оксиды азота (NОх), оксид углерода (СО).

Оксиды азота. При сгорании топлив главным образом образуется оксид азота NO, который затем в атмосфере окисляется до NO2.

Образование NO увеличивается с ростом температуры газов и концентрации кислорода и не зависит от углеводородного состава топлива.

Находящийся в атмосфере NO2 представляет собой газ красновато-бурого цвета, обладающий в больших концентрациях удушливым запахом. NO2 оказывает негативное воздействие на слизистые оболочки глаз и

Оксид углерода (СО) образуется во время сгорания при недостатке кислорода или при диссоциации СO2. Основное влияние на образование СО оказывает состав смеси: чем она богаче, тем выше концентрация СО.

Оксид углерода - бесцветный и не имеющий запаха газ. При вдыхании вместе с воздухом он интенсивно соединяется с гемоглобином крови, что уменьшает ее способность к снабжению организма кислородом. Симптомы отравления организма газом СО: головная боль, сердцебиение, затруднение дыхания и тошнота.

Снижение температуры подогрева воздуха и уменьшение избытка воздуха в топке тоже уменьшает образование окислов азота, как за счет снижения температурного уровня в топке, так и за счет уменьшения концентрации свободного кислорода.

Защита воздушного бассейна от загрязнений регламентируется предельно допустимыми концентрациями вредных веществ в атмосферном воздухе населенных пунктов. Предельно допустимая концентрация (ПДК) вредного вещества в воздухе является критерием санитарной оценки среды.

Под предельно допустимой концентрацией следует понимать такую концентрацию различных веществ и химических соединений, которая при ежедневном воздействии на организм человека не вызывает каких-либо патологических изменений или заболеваний.

ПДК атмосферных загрязнений устанавливается в двух показателях: максимально-разовая и среднесуточная.

При одновременном совместном присутствии в выбросах веществ однонаправленного вредного действия их безразмерная суммарная концентрация не должна превышать 1.

 

,

 

где С1, С2, С3, Сn - фактические концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м3.

ПДК1, ПДК2, ПДК3, ПДКn - предельно допустимая концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м3.

Любые газы подлежат рассеиванию в атмосфере, даже если они не токсичны. Основным методом снижения концентрации выбросов на уровне земли является рассеивание их через высокие дымовые трубы. Из дымовых труб поток газов выбрасывается в высокие слои атмосферы, перемешивается с воздухом, за счет чего концентрация вредных веществ на уровне дыхания снижается до нормативного значения.

Основным фактором, влияющим на рассеивание токсичных веществ, является ветер.

Таким образом, предусмотренный проектом комплекс мероприятий по охране атмосферного воздуха включает:

применение в качестве основного топлива природного газа - более экологически чистого вида топлива;

   установка достаточно высоких дымовых труб (расчет приведен ниже);

котлоагрегаты оснащены приборами, регулирующими количество воздуха и процесс горения, что дает возможность контролировать процесс горения топлива;

 

6.2 Расчет выбросов токсичных веществ в атмосферу

 

 

Расчет выбросов окиси углерода м3/ч:

 

 

 

где С00 – выход окиси углерода при сжигании 1 т топлива, кг/т, определяется по формуле:

 

 

 

где R – коэффициент для природного газа = 0,5;

33549 кг/м3;

q4 = 0;

q3 = 0,5.

 

,

 

м3/ч.

 

Расчет выбросов окислов азота, м3/ч:

 

;                (6.2.3)

 

где - количество окислов азота = 0,05;

b - коэффициент, учитывающий степень сжигания выбросов азота, для малых котлов = 0.

 

м3/ч.

 

Выбросы SO2 для природного газа принято считать равными 0.

Расчет объема дымовых газов без влаги при нормальных условиях, м33:

 

, м33;                                      (6.2.4)

 

где .

 

где - низшая теплота сгорания для природного газа, ккал/м3.

 

м33.

 

 

6.3. Расчет и выбор дымовой трубы

 

 

В котельных обычно устанавливают железобетонные, кирпичные и металлические одноствольные трубы с вентиляционным зазором.

Согласно НТП устанавливают одну трубу на три котла.

Расчёту подлежат высота и диаметр устья трубы. Высота зависит от объема дымовых газов и от концентрации в них SO2 и Nох.

Высота трубы, :

 

 

где: А – коэффициент, зависящий от географического положения котельной, для оренбургской области равен 160;

F – коэффициент, учитывающий скорость осаждения токсичных выбросов. =1;

- секундный расход дымовых газов, м3/с:

 

 

м3/с.   (44)

 

где - разность между температурой уходящих газов и средней температурой самого жаркого месяца в полдень

 

= ;                                       (6.2.7)

 

где - температура самого жаркого месяца в полдень ;

 

=130 – 27 = 103 °С.

 

Предельно допустимые концентрации для оксида серы и оксида азота:

м3/ м3;

м3/ м3.

Тогда предварительно минимальная высота трубы равна:

 

 

Определяем диаметр устья дымовой трубы.

Задаемся скоростью газов на выходе из трубы:

.

Диаметр трубы, м:

 

, м                                          (6.2.8)

 

.

 

Принимаю диаметр Do = 0,4 м, тогда скорость газов, м/с:

 

, м/с                                          (6.2.9)

 

.

 

Определяются коэфициенты f и :

 

 

 

 

 

Определяется коэффициент m, в зависимости от параметра f:

 

 

 

Определяется безразмерный коэффициент n в зависимости от параметра :

При :

 

 

 

Определяется минимальная высота дымовой трубы, м, во втором приближении:

 

 

 

Так как разница между H и меньше 5 %, то проверочный расчёт не требуется.

Принимаем высоту трубы H = 33 м.

При этой высоте трубы определяется максимальная приземная концентрация каждого из вредных веществ, :

 

 

 

 

Проверяется условие, при котором безразмерная суммарная концентрация не должна превышать 1:

 

 

 

Условие выполняется, следовательно высота дымовой трубы вабрана правильно.

 

 

7 Безопасность труда

 

 

7.1 Анализ и обеспечение безопасных условий труда

 

 

Котельная на базе, которой произошла реконструкция, расположена в климатическом районе – III А. Класс здания – III (приложение Б).

По степени обеспечения надёжности теплоснабжения котельная относится к II категории потребителей. По степени огнестойкости ко II. Класс конструктивной пожарной опасности здания Г (приложение А).

Поверхность пола в помещениях котельной ровная, без выбоин, нескользкая, удобная для очистки и влажной уборки, обладает антистатическими свойствами.

В современных котельных очень высокая плотность размещения элементов тепловых схем. В непосредственной близости друг от друга располагаются соединительные провода, коммутационные кабели. При протекании по ним электрического тока выделяется значительное количество теплоты. При этом возможно оплавление изоляции, соединительных проводов, их оголение и, как следствие, короткое замыкание, которое может привести к воспламенению.

Для ликвидации пожаров в начальной стадии и своевременной эвакуации людей в котельной предусмотрены следующие меры:

- наличие первичных средств тушения пожара (5 огнетушителей ОПХ-10, защищаемая площадь 240 м2);

- наличие плана эвакуации.

- обеспечено строгое выполнение требований противопожарного режима во всех пожароопасных помещениях и помещениях с массовым пребыванием людей;

- проводится обучение мерам пожарной безопасности персонала.

Важным фактором нормального высокопроизводительного труда являются метеорологические условия в производственном помещении.

При измерениях температуры, относительной влажности воздуха в помещениях, где установлено оборудование котельной, получились такие результаты. Температура в теплый период года колеблется от 21 до 25 0C, в холодный период года от 21 до 23 0C. Относительная влажность колеблется от 41 % до 55 % в холодный период и от 42 % до 62 % в теплый период года. Эти параметры температуры и влажности удовлетворяют нормам.

Двери для выхода из котельной должны легко открываться наружу.

Ремонт элементов котлов разрешается производить только при полном отсутствии давления. Перед открытием люков и лючков, расположенных в пределах водяного пространства, вода из элементов котла должна быть слита.

Выполнение работ внутри топок и газоходах котла допускается производить только при температуре не выше 50 оС с письменного разрешения ответственного лица за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов.

Перед началом ремонтных работ топка и газоходы должны быть хорошо провентилированы, освещены и надежно защищены от возможного проникновения газов и пыли из газоходов, работающих котлов.

Перед закрытием люков и лазов необходимо проверить, нет ли внутри котла людей или посторонних предметов.

Во время дежурства персонал котельной должен следить за исправностью котла (котлов) и всего оборудования котельной, строго соблюдать установленный режим работы котла. Выявленные в процессе работы оборудования неисправности должны записываться в сменный журнал.

Персонал должен принимать меры к устранению неисправностей. Если неисправности устранить собственными силами невозможно, то необходимо сообщить об этом начальнику котельной или лицу, ответственному за газовое хозяйство котельной.

Особое внимание необходимо обратить:

- на температуру воды в тепловой сети;

- на работу горелок, поддержание нормальных параметров газа и воздуха согласно режимной карты.

Проверка исправности манометра с помощью трехкодовых кранов, проверка исправности предохранительного клапана продувной должна проводиться оператором ежесменно с записью в вахтенный журнал.

Если при работе котла погаснут все горелки или часть из них, следует немедленно преградить подачу газа к горелкам, провентилировать топку и горелки, открыть продувочную свечу. Выяснить и устранить причину нарушения режима горения и приступить к растопке по установленной схеме. Во время работы котла запрещается производить подчеканку швов, заварку элементов котла.

Все устройства и приборы автоматического управления и безопасности котла должны поддерживаться в исправном состоянии и регулярно проверяться, в установленные сроки администрацией.

При аварийной остановке котла необходимо:

- прекратить подачу газа, воздуха, открыть кран продувочной свечи;

- после прекращения подачи топлива и прекращении горения можно открыть лазы в обмуровке;

- перекрыть воду на котел и с котла, перейти работать на другой котел;

- в случае возникновения в котельной пожара персонал должен вызвать пожарную охрану и принять все меры к тушению его, не прекращая наблюдения за котлами.

Электрический ток представляет собой большую опасность для здоровья и жизни людей.

Установлено, что наибольшее число несчастных случаев происходит в результате допуска к работе с электрическими устройствами необученного персонала и пренебрежительного отношения работающих к средствам защиты.

Техника безопасности и охраны труда котельной.

Весь персонал, обслуживающий котельное оборудование должен иметь соответствующие квалификационные документы, позволяющие иметь допуск к эксплуатации и ремонту оборудования. Перед началом ремонтных работ персонал должен пройти ряд инструкций по обеспечению техники безопасности. Прохождение вводного инструктажа на рабочем месте оформляется в специальном журнале. Руководство предприятия должно организовать обучение персонала безопасным методам работа на рабочем месте с последующей проверкой знаний комиссиями.

При обслуживании теплосилового оборудования должны применяться следующие предупредительные меры.

Плакаты;

– предостерегающие;

Стой! Высокое напряжение! Осторожно! Оборудование в работе! Осторожно! Газ, огонь не применять!

– разрешающие;

Работать здесь; Проход здесь; Подъем здесь;

– запрещающие;

Не включать работают люди; Не открывать, работают люди!

Не закрывать, работают люди! Проход закрыт; Подъем запрещен; Опасная зона;

Для повышения безопасности при проведении работ в котельных и других цехах, опасные места для прохода или нахождения в них людей, особенно при производстве совмещенных работ, должны ограждаться канатом или переносными щитами с укрепленными на них плакатами. При допуске к работе допускающий, ответственный руководитель и производитель работ обязаны лично проверить выполнение условий производства работ, относящихся к отключению механизма; осмотреть вывешенные плакаты и запирающие устройства на приводах арматуры и убедиться в наличии подписей в наряде об отключении электрооборудования механизма.

Приводы арматуры, отключающие механизмы, должны быть заперты на замок при помощи цепей или других устройств и приспособлений, исключающих их ошибочное включение. На Отключенных приводах должны быть вывешены запрещающие плакаты, а на месте производства работ плакат « Работать здесь». Подготовка к ремонту вращающихся механизмов (насосы, вентиляторы, дымососы, мельницы и т.д.) должна производиться согласно условиям выполнения работы, указанным в наряде. При этом механизм должен быть остановлен, его запорная арматура (задвижки, шибера, заслонки, вентили и т.д.) должна быть установлена в положение, обеспечивающее безопасность выполнения работы, а также произведено отключение электродвигателя и других электрических цепей контроля и автоматики. При производстве ремонтных работ на электродвигателе или механизме, приводимом в движение электродвигателем, последний должен быть остановлен, а напряжение с него снято. Кабель питания электродвигателя должен быть заземлен в ячейке распределительного устройства или непосредственно у электродвигателя. В журнале должна быть сделана запись о том, для каких работ, какого цеха и по чьему распоряжению остановлен электродвигатель.

Четкое выполнение перечисленных мероприятий обеспечивает безопасное выполнение ремонтных работ котельного оборудования.

Наряд, распоряжение.

Наряд - это письменное распоряжение на работу в теплосиловых установках, определяющее место и время и условия её выполнения, необходимые меры безопасности, состав бригады и лиц, ответственных за безопасность работ при ремонте котельного оборудования.

а) Работы на оборудовании производятся по письменным нарядам и устным распоряжениям. Наряд может быть оформлен на проведение какой-либо работы на одном рабочем месте или на последовательное выполнение однотипных работ на нескольких рабочих местах.

б) Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ при ремонте оборудования, являются:

- оформление работы нарядом или распоряжением;

- допуск к работе;

- надзор во время работы;

- перевод на другое рабочее место;

- оформление перерывов в работе;

- оформление окончания работы.

в) Газоопасные работы проводятся в соответствии с требованиями «Правил безопасности в газовом хозяйстве» по нарядам-допускам для производства газоопасных работ.

г) Время действия наряда определяет выдающий наряд, но не более чем на срок, утверждённый графиком ремонта оборудования.

д) По нарядам выполняются следующие работы:

- ремонт теплопотребляющих установок;

- ремонт вращающихся механизмов;

- огневые работы на оборудовании, в зоне действующего оборудования и в производственных помещениях;

- установка и снятие заглушек на трубопроводах (кроме трубопроводов воды с температурой ниже 45 град. С);

- ремонт грузоподъёмных машин (кроме колёсных и гусеничных самоходных), крановых тележек, подкрановых путей;

- монтаж и демонтаж оборудования;

- врезка гильз и штуцеров для приборов, установка и снятие измерительных диафрагм и расходомеров;

- ремонт трубопроводов и арматуры без снятия её с трубопроводов, ремонт и замена импульсных линий;

- вывод теплопроводов в ремонт;

- гидропневматическая промывка трубопроводов;

- испытание тепловой сети на расчётное давление и расчётную температуру теплоносителя;

- работы в местах, опасных в отношении загазованности и поражения электрическим током и с ограниченным временем пребывания;

- работы в камерах, колодцах, аппаратах, резервуарах, баках, коллекторах, туннелях, трубопроводах, каналах;

- химическая очистка оборудования;

- нанесение антикоррозийных покрытий;

- теплоизоляционные работы;

- сборка и разборка лесов и крепление стенок траншей, котлованов;

- земляные работы в зоне расположения подземных коммуникаций;

- ремонт сооружений и зданий.

е) Право выдачи нарядов предоставляется специалистам цеха (участка), в ведении которых находится оборудование. Прошедшим проверку знаний, допущенным к самостоятельной работе и включённым в список работников, имеющих право выдачи нарядов.

В случае отсутствия на предприятии указанных лиц право выдачи нарядов предоставляется дежурному, если он не является допускающим по выданным им нарядам.

ж) Наряды на производство работ на электрооборудовании и КППиА должен выдавать специализированный персонал, в ведении которого находится обслуживаемое оборудование. На производство таких работ должно быть получено разрешение руководителя участка, в ведении которого находится основное оборудование, о чём он делает запись на полях наряда.

з) Право выдачи распоряжений предоставляется лицам, имеющим право выдачи нарядов.

и) Распоряжения передаются непосредственно или с помощью средств связи и выполняются в соответствии с требованиями настоящих правил.

Распоряжения имеют разовый характер, срок их действия определяется продолжительностью рабочего дня исполнителей.

При необходимости продолжения работы распоряжение должно отдаваться и оформляться заново.

Первичные и ежедневные допуски к работе по нарядам оформляются записью в оперативном журнале, при этом указываются только номер наряда и рабочее место.

Надзор во время работы.

Руководитель работ и дежурный персонал должны периодически проверять соблюдение работающими правил безопасности. В тепловых сетях такую проверку осуществляет руководитель работ. При обнаружении нарушений у производителя работ отбирается наряд и бригада удаляется с места работы. Повторный допуск к работе может быть произведён с разрешения руководителя цеха (подразделения) или работника, выдававшего наряд, при выполнении всех требований первичного допуска к работе с оформлением наряда, после проведения внеочередного инструктажа бригады по технике безопасности с записью в оперативном журнале причины повторного допуска.

Допуск к работе.

Перечень мест (условий) производства и видов работ, на выполнение которых необходимо выдавать наряд-допуск.

Выполнение работ с применением грузоподъёмных кранов и других строительных машин в охранных зонах воздушных ЛЭП.

Земляные работы в зоне расположения подземных энергетических сетей и других аналогичных подземных коммуникаций и объектов.

Проведение ремонтных работ при эксплуатации теплоиспользующих установок, тепловых сетей и котельного оборудования.

Работы в электроустановках под напряжением.

Работы по испытанию сосудов, котлов работающих под давлением.

Работы по ремонту, окраске крыш, очистке крыш зданий от снега при отсутствии ограждений по их периметру.

Разборка, укрепление и восстановление аварийных частей, узлов, элементов зданий и сооружений.

Ремонтные, строительные и монтажные работы на высоте более 2 м. от пола без инвентарных лесов и подмостей.

Рытьё котлованов, траншей глубиной более 1,5 м. и производство работ в них.

Строительно-монтажные работы, выполняемые в закрытых ёмкостях, колодцах.

Электро и газосварочные работы внутри замкнутых сосудов и резервуаров.

Перечень работ, выполняемых по распоряжению и в порядке текущей эксплуатации.

Уборка служебных помещений, цехов.

Ремонт осветительной аппаратуры и замена ламп общего освещения (при снятом напряжении с участка сети), ремонт аппаратуры телефонной связи, уход за щётками электродвигателей и их замена, уход за кольцами и коллекторами

электродвигателей, возобновление надписей на кожухах оборудования и ограждения.

Ремонт строительных элементов зданий, заборов.

Снятие для ремонта и установки измерительных приборов, счётчиков, устройств ремонтной защиты.

Ремонт магнитных пускателей, пусковых кнопок, выключателей со снятием напряжения.

Ремонт электродвигателей.

Смена предохранителей.

Складирование материалов на рабочих местах, площадках.

Работы, выполняемые при помощи средств механизации ручных машин и инструмента.

Ремонт запорной арматуры.

Перечень профессий, к которым предъявляются дополнительные требования по безопасности труда.

Электросварщик.

Машинист автомобильных кранов.

Электромонтёр.

Слесарь по ремонту котельного оборудования и пылеприготовительных цехов.

Слесарь - изолировщик.

Электробезопасность — это система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного действия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества.

При термическом действии тока возможны ожоги отдельных участков тела, нагрев до высокой температуры кровеносных сосудов, нервов, сердца, мозга и других органов, что вызывает в них серьезные функциональные расстройства. Электролитическое действие тока выражается в распаде молекул крови и лимфы на ионы. Изменяется физико-химический состав этих жидкостей, что приводит к нарушению жизненного процесса.

Биологическое действие тока заключается в раздражении и возбуждении тканей организма, а также в нарушении внутренних биоэлектрических процессов, протекающих в нормально действующем организме и связанных с его жизненными функциями. Прямое раздражающее действие тока вызывает непроизвольное сокращение мышечных тканей, через которые он проходит. При рефлекторном действии тока его необычное действие формирует своеобразные нервные импульсы, получая которые центральная нервная система может подать нецелесообразную исполнительную команду органам, в том числе и не лежащим на пути тока.

Различают электротравмы: местные (электрические ожоги, электрические знаки, металлизация кожи, электроофтальмия и механические повреждения), вызывающие локальное повреждение организма; общие, когда поражается весь организм из-за нарушения нормальной деятельности жизненно важных органов и систем.

Электрический ожог — самая распространенная электротравма. В зависимости от условий возникновения возможны два основных вида ожога: токовый (или контактный), возникающий при прохождении тока непосредственно через тело человека в результате контакта с токоведущими частями; дуговой, обусловленный воздействием на тело электрической дуги.

 

 

 

 

 

 

7.2 Возможные чрезвычайные ситуации

 

 

К возможным чрезвычайным ситуациям на проектируемом объекте можно отнести взрыв, пожар, стихийные бедствия и т.п. Одной из высоковероятной чрезвычайной ситуацией является пожар.

Пожар – это неконтролируемое горение вне специального очага. Оно представляет собой сложный физико-химический процесс превращения горючих веществ и материалов в продукты сгорания, сопровождаемый интенсивным выделением тепла и светового излучения.

Различают два основных вида горения – гомогенное и гетерогенное. При гомогенном (пламенном) горении окислитель и горючее находятся в газовой фазе. Гомогенное горение имеет место при сгорании горючего газа или газовых сред, образующихся при испарении горючих жидкостей или при плавлении, разложении, испарении или выделении газообразных фракций в результате нагрева твердых веществ. Полученная любым их этих превращений газообразная среда смешивается с воздухом и горит.

Возможные причины возникновения пожара:

- работы с открытым огнем без соблюдения правил пожарной безопасности;

- курение в не установленных местах;

- неисправность электрической проводки;

- неисправность приборов и оборудования, питаемых от сети, и нарушение правил эксплуатации;

- неисправность защитного заземления;

- неисправность молниезащиты.

 

 

7.2.1Расчет искусственной освещенности

 

 

Метод коэффициента использования являлся базовым методом ручного расчета освещения и широко применялся в проектной практике, позволяя быстро оценить предлагаемое решение.

Основными допущениями метода являются:

однородность (т.е. равномерное распределение) светимости отражающих поверхностей (как вторичных излучателей), окружающих освещаемое помещение;

диффузность (т.е. ламбертовский характер) светимости этих поверхностей;

усреднение коэффициентов отражения по отражающим поверхностям

Исходные данные для расчёта.

Помещение: a - длина; b - ширина; h - высота; коэффициенты отражения потолка, стен и пола.

Светильники: коэффициент использования светильника; расчетная высота подвеса (расстояние между светильником и рабочей поверхностью).

Лампы: тип лампы; мощность.

Нормы: требуемая освещенность.

Для машинного зала, размеры равны:

B = 36 м – длина помещения;

A = 30 м – ширина помещения;

S = 1080 – площадь помещения.

Определяется расчетная высота h, м:

 

 

где высота помещения, для машинного зала равна 16 м;

высота рабочей поверхности, м, зависит от характера выполняемой работы, для машинного зала равна 6 м;

высота свеса светильника, принимается в пределах от 0 до 1,5 метров и более, с обоснованием увеличения высоты свеса.

 

 

Так как h > 6 метров, выбираем лампу ДРЛ и светильник РСП-05(Г03).

Определение расстояния между соседними светильниками, м:

 

 

где коэффициент, зависящий от кривой силы света, для кривой силы света Г03 он находится в пределах от 0,8 до 1,2 (приложение Г);

 

 

Определяем количество светильников в ряду, шт:

 

 

 

Округляем количество светильников в ряду до 5.

Определяем расстояние от крайних светильников до стены, м:

 

 

 

Определяем количество рядов светильников, , исходя из условия :

где ;

 

 

 

Тогда число светильников, шт., равно:

 

 

 

Определим индекс помещения, который зависит от параметров помещения, :

 

 

 

Используя тип светильника и индекс помещения находим коэффициент использования и коэффициенты отражения потолка, стен, пола для данного помещения:

;

;

;

;

По нормативам по освещению помещений определяем минимальную освещённость для машинного зала и коэффициент запаса, который зависит от типа лампы,

;

.

Определяем расчётный световой поток лампы ДРЛ, Лм:

 

 

где z – коэффициент, учитывающий отклонение напряжения в сети;

 

 

Выбираем подходящую стандартную лампу, исходя из фактического светового потока:

Тип лампы - ДРЛФ 400-1;

Световой поток – 20000 Лм;

Напряжение на лампе – 135 В;

Мощность 400 Вт.

Определяем отклонение стандартного значения светового потока, от действительного, :

 

 

 

не превышает 20 %, следовательно, лампа выбрана правильно.

 

7.2.2 Расчет времени эвакуации

 

 

По категории помещение котельной относится к группе Г (взрывопожароопасность), так как в помещении находится топливо.

Время задержки начала эвакуации принимается 4,1 мин, с учетом того, что здание не имеет автоматической системы сигнализации и оповещения о пожаре.

Для определения времени движения людей по первому участку, с учетом габаритных размеров машинного зала, определяется плотность движения людского потока на первом участке, , по формуле :

 

 

где число людей на втором участке;

ширина первого участка пути, м;

средняя площадь горизонтальной проекции человека (приложение В, таблица В1);

длина первого участка.

 

 

По таблице В.2 приложения В скорость движения составляет 100 м/мин, интенсивность движения 1 м/мин, т.о. время движения по первому участку, :

 

 

 

Длина дверного проема принимается равной нулю. Наибольшая возможная интенсивность движения в проеме в нормальных условиях gmffic=19,6 м/мин, интенсивность движения в проеме шириной 1,1 м , м/мин, рассчитывается по формуле :

 

= 2,5 + 3,75 , м/мин;

 

= 2,5 + 3,75 1,1 = 6,62 м/мин,

 

, поэтому движение через проем проходит беспрепятственно.

Время движения в проеме, мин., определяется по формуле :

 

 

где число людей на втором участке;

ширина дверного проёма, м.

 

 

Для определения скорости движения по лестнице рассчитывается интенсивность движения на третьем участке, м/мин., по формуле :

 

 

 

Это показывает, что на лестнице скорость людского потока равняется 68 м/мин. Время движения по лестнице вниз (2-й участок), мин.:

 

 

При переходе на первый этаж происходит смешивание с потоком людей, двигающихся по первому этажу. Плотность людского потока для первого этажа, :

 

 

 

При этом интенсивность движения составит около 5 м/мин, а скорость 100 м/мин, время, мин, будет равно:

 

 

Далее рассчитывается последний дверной проём, на выходе из котельной, ,при условии, что расчётная интенсивность потока меньше либо равна максимальной интенсивности, :

 

= 2,5 + 3,75 , м/мин;

 

= 2,5 + 3,75 1,1 = 6,62 м/мин

 

, поэтому движение через проем проходит беспрепятственно.

Время движения в проеме определяется, мин., по формуле :

 

 

где число людей на втором участке;

ширина дверного проёма на выходе из котельной, м.

 

 

Расчетное время эвакуации, мин., рассчитывается по формуле:

 

 

 

Согласно нормативам, допустимое время эвакуации для помещений по взрывопожарной и пожарной опасности категории «Г» равно 8 минутам. Следовательно, расчётное время не превышает допустимого и здание по пожарной безопасности годно для эксплуатации.

 

 

 

8 Расчет технико-экономических показателей котельной

 

 

8.1 Расчет технико-экономических показателей до реконструкции

 

 

Расчет производственной мощности котельной.

Расчёт теплопроизводительности котельной по высокотемпературной воде с учётом расходов на собственные нужды, Гкал/ч:

 

 

 

где, - теплопроизводительность котельной по высокотемпературной воде, ГДж/час;

- часовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной, % (из тепловой схемы).

Выбор режима работы котельной

Число рабочих смен в сутки - 2

Продолжительность смены – 12 часов

Продолжительность рабочей недели:

для котельной - 7 дней (непрерывно)

для работающих - 5 дней (по скользящему графику выходов)

 

Расчёт годовой производственной мощности котельной

Годовая нагрузка зависит от числа часов использования мощности котельной.

Расход тепла на горячее водоснабжение неравномерен в течении недели, суток и особенно каждый час.

Летняя тепловая нагрузка горячего водоснабжения в жилищных и общественных зданиях снижается на 20 %, за счёт сокращения водопотребления и за счёт повышения температуры холодной воды с до, т.е. на 18 %.Следовательно, годовая нагрузка на г.в.с., Гкал/год, составит

 

 

где - среднее недельное производство теплоэнергии на горячее водоснабжение, Гкал;

- продолжительность отопительного периода, час;

- температура холодной воды летом и зимой ;

65 – температура горячей воды;

0,8 – коэффициент, учитывающий снижение потребления горячей воды жилых и общественных зданий летом;

8760 – календарное число часов в году при непрерывном горячем водоснабжении.

Расчёт годовых потерь тепла при транспортировке к потребителю, Гкал/год:

 

 

 

где - годовое производство тепла на отопление;

0,02 – годовые потери тепла в теплосетях при транспортировании к потребителю.

Расчёт годовой производительности котельной по производству и отпуску тепла потребителю по высокотемпературной воде, Гкал/год:

 

 

 

 

Расчёт годовой выработки тепловой энергии котельной с учётом расхода её на собственные нужды:

 

 

 

 

где - расход тепловой энергии на собственные нужды и потери внутри котельной (из тепловой схемы), %.

 

Расчёт годового расхода топлива.

Годовой расход натурального топлива котельной определяется по годовой выработке тепловой энергии.

При расчёте расхода топлива, , необходимо учитывать потери топлива при разгрузке, хранении, внутреннем перемещении, обработке и расход топлива на растопки котлов и другие потери, которые учитываются введением коэффициента в формуле:

 

 

 

 

где - годовой расход натурального топлива (кг) для твёрдого топлива, ( ) для газа;

- коэффициент полезного действия котла при соответствующем топливе;

- низшая рабочая теплотворная способность топлива, ккал/ ;

- коэффициент учитывающий потери топлива;

для газа , т.е. 5 % от всего объёма;

для твёрдого топлива , т.е. 7 % от объёма.

Определим годовой расход условного топлива, , кг/год:

 

 

где низшая теплота сгорания натурального топлива, ккал/ ;

действительная теплота сгорания газа в котельной, кДж/кг.

 

 

Определим удельный расход топлива на выработку 1 Гкал тепловой энергии, bТ, тут/Гкал:

 

 

 

 

Расчёт годового числа часов работы котельной.

Годовая выработка тепловой энергии позволяет определить число часов работы котельной, которое должны были отработать котлы с номинальной (наилучшей) нагрузкой для того, чтобы выработать расчётное количество тепловой энергии.

Чем выше значение, тем больше отработано часов котельной, тем эффективнее было использовано установленное оборудование:

 

 

 

 

где - число часов работы оборудования в году с максимальной нагрузкой;

- годовая и часовая производительность котельной по производству тепла.

 

8.2 Расчет Технико-экономических показателей после реконструкции

 

 

Расчет производственной мощности котельной.

Расчёт теплопроизводительности котельной по высокотемпературной воде с учётом расходов на собственные нужды, Гкал/ч:

 

 

 

где - теплопроизводительность котельной по высокотемпературной воде, ГДж/час;

- часовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной, % (из тепловой схемы).

Выбор режима работы котельной.

Число рабочих смен в сутки – 2;

Продолжительность смены – 12 часов;

Продолжительность рабочей недели:

для котельной - 7 дней (непрерывно);

для работающих - 5 дней (по скользящему графику выходов);

Расчёт годовой производственной мощности котельной.

Годовая нагрузка зависит от числа часов использования мощности котельной.

Расход тепла на горячее водоснабжение неравномерен в течении недели, суток и особенно каждый час.

Летняя тепловая нагрузка бытового горячего водоснабжения в жилищных и общественных зданиях снижается на 20 %, за счёт сокращения водопотребления и за счёт повышения температуры холодной воды с до, т.е. на 18 %.Годовая тепловая нагрузка на г.в.с. Гкал/год, составит:

 

 

 

где, - среднее недельное производство теплоэнергии на горячее водоснабжение, Гкал;

- продолжительность отопительного периода, час;

- температура холодной воды летом и зимой ;

65 – температура горячей воды;

0,8 – коэффициент, учитывающий снижение потребления горячей воды жилых и общественных зданий летом;

8760 – календарное число часов в году при непрерывном горячем водоснабжении.

Расчёт годовых потерь тепла при транспортировке к потребителю, Гкал/год:

 

 

 

где - годовое производство тепла на отопление;

0,02 – годовые потери тепла в теплосетях при транспортировании к потребителю.

Расчёт годовой производительности котельной по производству и отпуску тепла потребителю по высокотемпературной воде:

 

 

 

Расчёт годовой выработки тепловой энергии котельной с учётом расхода её на собственные нужды, Гкал/год:

 

 

 

где - расход тепловой энергии на собственные нужды и потери внутри котельной (из тепловой схемы), %.

 

Расчёт годового расхода топлива.

Годовой расход натурального топлива котельной определяется по годовой выработке тепловой энергии.

При расчёте расхода топлива, , необходимо учитывать потери топлива при разгрузке, хранении, внутреннем перемещении, обработке и расход топлива на растопки котлов и другие потери, которые учитываются введением коэффициента в формуле:

 

 

 

 

где - годовой расход натурального топлива (кг) для твёрдого топлива, ( ) для газа;

- коэффициент полезного действия котла при соответствующем топливе;

- низшая рабочая теплотворная способность топлива, ккал/ ;

- коэффициент учитывающий потери топлива;

для газа , т.е. 5 % от всего объёма;

для твёрдого топлива , т.е. 7 % от объёма.

Определим годовой расход условного топлива, , кг/год:

 

 

где низшая теплота сгорания натурального топлива, ккал/ ;

действительная теплота сгорания газа, кДж/кг.

 

 

Определим удельный расход топлива на выработку 1 Гкал тепловой энергии, bТ, тут/Гкал:

 

 

 

Расчёт годового числа часов работы котельной.

Годовая выработка тепловой энергии позволяет определить число часов работы котельной, которое должны были отработать котлы с номинальной (наилучшей) нагрузкой для того, чтобы выработать расчётное количество тепловой энергии.

Чем выше значение, тем больше отработано часов котельной, тем эффективнее было использовано установленное оборудование:

 

 

 

где - число часов работы оборудования в году с максимальной нагрузкой;

- часовая и годовая производительность котельной по производству тепла.

 

 

 

 

9 Технико-экономический расчет

 

 

Целью проведения технико – экономического расчета является определение капитальных вложений, ежегодных эксплуатационных затрат, получаемой прибыли. Не менее важным является определение срока окупаемости установленного оборудования.

Проблемой реконструируемой котельной является ее избыточная тепловая мощность в результате отключения абонентов. Тепловая нагрузка котельной в результате отключения абонента (посёлок) изменилась с 10,9 Гкал/час до 5 Гкал/час. Поэтому необходима замена котельного оборудования на менее мощное. Насосы стоят очень большой мощности, и не работают в номинальном режиме, поэтому система отопления работает неэффективно. Для того, чтобы избавиться от данного недостатка нужно заменить установленные насосы на более мощные.

 

9.1 Определение капитальных вложений в котельную

 

 

Величина капитальных вложений в котельные и их структура зависят от многих факторов: типа установки ее мощности, числа и параметров, устанавливаемых котлоагрегатов; применяемых схем технологических связей; местных условий строительства (геологических, топографических, климатических); степени индустриализации строительных и монтажных работ, вида используемого топлива.

 

Таблица 9.1.1 - Капитальные вложения

Наименование затрат и работ

Ед. изм.

Кол-во

Цена,

тыс.руб

Общая стоимость, тыс.руб.

Котёл КВ-ГМ-4,65

шт

2

1378

2756

Котёл КВ-ГМ-2,5

шт

1

740

740

Дымосос ДН-6,3-1500

шт

1

38

38

Вентилятор ВДН-6,3-1500

шт

1

38

38

Деаэратор ДВ-1/0,75

шт

1

133

133

электрический мазутоподогреватель

МПЭ-0,2-12

шт

1

100

100

Продолжение таблицы 9.1.1

 

Автоматика на котёл КВ-ГМ-4,65-150

шт

2

245

490

Автоматика на котёл КВ-ГМ-2,5-150

шт

1

180

180

Экономайзер ЭПС 7,5 00.9092.003

шт

1

80

80

Сетевой насос КМ 90/85а

шт

2

69,5

139

Подпиточный насос JEMIX SGJC 800-1

шт

2

7

14

Рециркуляционный насос КМ 45/55

шт

2

40

80

Водо-водяной подогреватель

шт

2

42

84

Трубопровод и арматура

 

 

80

80

Итого:

 

 

 

4952

 

Определим стоимость основного оборудования котельной, тыс.руб.:

 

Определим стоимость монтажа установки предлагаемого оборудования, КМП, тыс. руб;

 

 

  

 

Определим затраты на транспортировку, КТ, тыс. руб;

 

 

 

Определим суммарные капиталовложения на реконструкцию, , тыс. руб:

 

 

9.2 Определение ежегодных эксплуатационных расходов

 

 

Определим ежегодные эксплуатационные расходы после реконструкции С, тыс. руб/год:

 

С=СТээазппрсоц.нтр + Ссв

 

где СТ - годовые затраты на сырье, тыс.руб.;

Са – амортизационные отчисления на восстановление первичной стоимости, тыс.руб;

СЗП – затраты на заработную плату рабочим, тыс.руб;

Спр – прочие расходы, тыс.руб;

Ссоц.н – отчисление на социальные нужды, тыс.руб;

Сээ - годовые затраты на электроэнергию, тыс.руб;

СТР – годовые затраты на текущий ремонт оборудования, тыс.руб.;

Ссв – годовые затраты на воду, тыс.руб.

Определим годовые затраты на топливо, СТ, тыс.руб.:

 

,

 

где – годовой расход газа, м3/год;

Р – стоимость одного м3 газа, тыс.руб./м3;

 

.

 

Годовые затраты на заработную плату эксплуатационного персонала котельной.

По статье «заработная плата с начислениями» подсчитывается основная и дополнительная заработная плата с начислениями только эксплуатационного персонала, участвующего в основной производственной деятельности котельных в соответствии с нор­мами их обслуживания.

Заработная плата ремонтного персонала учитывается в расхо­дах по текущему ремонту, а заработная плата административно-управленческого персонала — в прочих суммарных расходах.

Среднегодовая заработная плата, , тыс.руб/год :

 

                               (9.2.3)

 

              где - затраты на оклад оператора и слесаря;

- дополнительный коэффициент;

- средние коэффициенты, учитывающие премиальные;

- районный коэффициент = 1,15.

 

 

Годовые расходы на заработную плату, (тыс.руб/год) определяются по формуле:

 

руб/год,    (9.2.4)

 

где Ч=12 чел. - численность эксплуатационного персонала котельной;

= руб/год - среднегодовая заработная плата одного работника.

Годовые отчисления на социальные нужды эксплуатационного персонала котельной, тыс.руб./год:

 

тыс.руб./год.   (9.2.5)

 

где - коэффициент, учитывающий отчисления на социальные нужды.

Определим годовые затраты на амортизационные отчисления, СА, тыс.руб.:

 

,

 

 

где NА – норма амортизации;

К – стоимость оборудования, тыс.руб;

 

,

 

 

где L – срок службы оборудования, лет;

 

 

 

Годовые затраты на текущий ремонт.

В статью «текущий ремонт» включаются расходы на текущий ремонт основных фондов котельной (здание, оборудование, хо­зяйственный инвентарь и инструмент). Сюда также относится основная и дополнительная заработная плата с начислениями ремонтного персонала, стоимость ремонтных материалов и ис­пользованных запасных частей, стоимость услуг сторонних орга­низаций и своих вспомогательных производств и пр.

В проектных расчетах затраты на текущий ремонт котельных в среднем принимаются в размере 20 % амортизационных отчи­слений, т. е. тыс.руб/год:

 

тыс.руб/год.        (9.2.8)

 

Годовые затраты на заработную плату эксплуатационного персонала котельной.

По статье «заработная плата с начислениями» подсчитывается основная и дополнительная заработная плата с начислениями только эксплуатационного персонала, участвующего в основной производственной деятельности котельных в соответствии с нор­мами их обслуживания.

Заработная плата ремонтного персонала учитывается в амор­тизационных отчислениях (по капитальному ремонту) и в расхо­дах по текущему ремонту, а заработная плата административно-управленческого персонала — в прочих суммарных расходах.

Прочие суммарные расходы.

Статья «прочие суммарные расходы» включает в себя затраты на охрану труда, технику безопасности, пожарную и сторожевую охрану, административно-управленческий персонал, вывозку золы и шлака, приобретение спецодежды, реактивов для химической очистки воды и другие неучтенные расходы.

В проектных расчетах прочие суммарные расходы, , принима­ются в среднем для котельных в размере 30 % затрат на аморти­зацию, текущий ремонт и заработную плату (тыс.руб/год) и подсчи­тываются по формуле:

 

 

 

Определим годовые общепроизводственные затраты, Собщпр, тыс.руб.:

 

 

Определим годовые затраты электроэнергии на собственные нужды, СЭЭ, тыс.руб.:

 

 

 

Установленная мощность электроприёмников, кВт:

 

 

где значение удельного расхода электрической мощности на собственные нужды, кВт/МВт.

 

 

 

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, (кВт :

 

 

где коэффициент использования установленной электрической мощности.

 

 

 

Годовой расход воды котельной, т/год, при закрытой системе теплоснабжения:

 

 

где число дней отопительного периода для Оренбурга;

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

 

 

Определим годовые затраты на воду, тыс.руб.:

 

 

где стоимость одной тонны воды, руб.;

 

 

 

Определим себестоимость 1 Гкал тепла, SТ, для реконструированной котельной руб:

 

 

 

 

9.3 Расчёт годовых материальных затрат до реконструкции

 

 

Определим годовые затраты на топливо, СТ1, для базовой котельной тыс.руб.:

 

,

 

 

где – годовой расход газа, м3/год;

Р – стоимость одного м3 газа, тыс.руб./м3;

 

.

Определим годовые затраты электроэнергии на собственные нужды, СЭЭ1, тыс.руб.:

 

 

Установленная мощность электроприёмников, кВт:

 

 

где значение удельного расхода электрической мощности на собственные нужды, кВт/МВт.

 

 

 

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, (кВт :

 

 

где коэффициент использования установленной электрической мощности.

 

 

 

Годовой расход воды котельной, т/год, при закрытой системе теплоснабжения:

 

 

где число дней отопительного периода для Оренбурга;

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

 

 

Определим годовые затраты на воду, тыс.руб.:

 

 

где стоимость одной тонны воды, руб.;

 

 

 

9.4 Ежегодная экономия денежных средств

 

 

Ежегодная экономия денежных средств, тыс.руб., после реконструкции котельной, :

 

 

Экономия электроэнергии в год, тыс.руб., составит:

 

 

 

Экономия топлива в год, тыс.руб., составит:

 

 

 

Экономия воды в год, , тыс.руб., составит:

 

 

 

 

Разделив величину капитальных затрат на полученную чистую экономию за год, получим срок окупаемости E, год:

 

 

 

Результаты расчета экономической эффективности реконструкции котельной сведены в таблицу 7.2.

 

 

Таблица 7.2 – Экономические показатели проекта

 

Наименование показателей

Единицы измерения

Значение

До реконст после рекон

рукции          струкции

Суммарные капитальные вложения на реконструкцию котельной

тыс.руб.

5249

Ежегодные эксплуатационные затраты, всего

тыс.руб.

19525                    17910

В том числе:

 

 

- затраты на электроэнергию

тыс.руб.

916,321          678,593

- амортизационные отчисления

тыс.руб.

351,691

- затраты на заработную плату обслуживающему персоналу

тыс.руб.

1490

- затраты на социальные нужды

тыс.руб.

509,7

- затраты на текущий ремонт

тыс.руб.

70,338

- прочие затраты

тыс.руб.

726,519

- затраты на сырье

тыс.руб.

11910             10650

Ежегодная экономия денежных средств после реконструкции

тыс.руб.

1615

Срок окупаемости

год

3,251

       

 

 

Вывод: в данном разделе был произведен расчет капиталовложений в котельную, годовых эксплуатационных затрат, годовую экономию денежных средств и срока окупаемости. Ежегодная экономия денежных средств, благодаря экономии воды, электрической и тепловой энергии составила 1615 тыс. рублей при сроке окупаемости 3,251 года.

 

 

 

 

 

ЛИТЕРАТУРА и приложение доступна в полной версии работы

 

 

 

Приложение А

 

Таблица А.1 – Категории помещений по пожарной опасности

 

Приложение Б

 

Таблица Б.1 – Степень огнестойкости для различных зданий

Приложение В

 

Приложение Г

Т

 

 

Приложение Е

Таблица Е.1 – Стандартные диаметры трубопроводов

ЧЕРТЕЖИ

Реконструкция отопительной котельной путём замены паровых котлов на водогрейные

 

Скачать: У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера. КАК ТУТ СКАЧИВАТЬ

 

Категория: Дипломные работы / Энергетика дипломные

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.