Содержание

Введение

1. Общая часть

1. Характеристика обьекта

2. Климатологические данные

3. Определение колличества потребителей теплоты. График годового расхода теплоты

4. Система и принципиальная схема теплоснабжения

5. Расчет тепловой схемы котельной

6. Подбор и размещение основного и вспомагательного оборудования

7. Тепловой расчет котлоагрегата

8. Аэродинамический расчет теплодутьевого тракта

2. Спецчасть.

Разработка блочеой системы подогревателей.

2.1 Исходные данные водоснабжения

2.2 Выбор схемы приготовления воды

2.3 Расчет оборудования водоподогревательной установки

2.4 Расчет сетевой установки

3. Технико-экономическая часть

3.1 Исходные данные

3.2 Расчет договорной стоимости строительно-монтажных работ

3.3 Определение годовых эксплуатационных расходов

3.4 Определение годового экономического эффекта

4. ТМЗР

Монтаж секционных водонагревателей

5. Автоматика

Автоматическое регулирование и теплотехнический контроль котлоагрегата КЕ-25-14с

6. Охрана труда в строительстве

6.1 Охрана труда при монтаже энергетического и технологического оборудования в котельной

6.2 Анализ и предотвращение появления потенциальных опасностей

6.3 Расчет стропов

7. Организация, планирование и управление строительством

7.1 Монтаж котлоагрегатов

7.2 Условия начала производства работ

7.3 Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы

7.4 Расчет параметров календарного плана

7.5 Организация стройгенплана

7.6 Расчет технико-экономических показателей

8. Организация эксплуатации и энергоресурсосбережения

Список литературы

Введение.

В наше сложное время, с больной кризисной экономикой строительство новых промышленных объектов сопряжено с большими трудностями, если вообще строительство возможно. Но в любое время , при любой экономической ситуации существует целый ряд отраслей промышленности без развития которых невозможно нормальное функционирование народного хозяйства, невозможно обеспечение необходимых санитарно-гигиенических условий населения. К таким отраслям и относится энергетика, которая обеспечивает комфортные условия жизнедеятельности населения как в быту так и на производстве.

Последние исследования показали экономическую целесообразность сохранения значительной доли участия крупных отопительных котельных установок в покрытии общего потребления тепловой энергии.

Наряду с крупными производственными, производственно-отопительными котельными мощностью в сотни тонн пара в час или сотни МВт тепловой нагрузки установлены большое количество котельных агрегатами до 1 мвт и работающих почти на всех видах топлива.

Однако как раз с топливом и существует самая большая проблема. За жидкое и газообразное топливо, которое поставляется на Украину в основном из России у потребителей часто не хватает средств расплатиться. Поэтому и необходимо использовать местные ресурсы.

В данном дипломном проекте разрабатывается реконструкция производственно-отопительной котельной поселка шахты "Кочегарка", которая использует в качестве топлива местный добываемый уголь. В перспективе предусматривается перевод котлоагрегатов на сжигание газа от дегазации газовых выбросов шахты, которая находится на территории обогатительной фабрики. В существующей котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ2514, служившие для снабжения паром предприятия шахты кочегарка, и водогрейные котлы ТВГ-8 (2 котла) для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения административно-бытовых зданий и жилого поселка.

В связи с сокращением добычи угля снизились производственные мощности угледобывающего предприятия, что привело к сокращению в потребности пара. Это вызвало реконструкцию котельной, которая заключается в использовании паровых котлов КЕ-25 не только для производственных целей, но и для производства горячей воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в специальных теплообменниках.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА

Проектируемая котельная находится в городе Горловке Донецкой области на территории шахты “Кочегарка”.

Планировка, размещение зданий и сооружений на промплощадке обогатительной фабрики выполнены в соответствии с требованиями СНиП.

Размер территории промплощадки в границах ограждений - 12,66 га, площадь застройки 52194 м².

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

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

Источником водоснабжения является фильтровальная станция и канал Северский Донец-Донбасс. Предусмотрено дублирование водовода.

1.2. КЛИМАТОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ И ГРУНТОВЫЕ УСЛОВИЯ

Для данного района строительства расчетная зимняя температура наружного воздуха для проектирования отопления и вентиляции t^з_р=-23°С; =88%. Расчетная летняя температура t^л_р=27,6°С; ^р =44%. Средняя температура за отопительный период t^о_ср=-1,8°С Продолжительность отопительного периода составляет 83 дня. [1]

Таблица 1.1.

Продолжительность стояния температур наружного воздуха в течение отопительного периода.

Температура наружного воздуха, °С

-29,9  -25

-24,9  -20

-19,9  -15

-14,9  -10

-9,9 

-5

-4,9 

0

0,1  0

+5,1  +8

Время стояния температур, ч.

8

53

161

382

665

1038

1340

673

Всего, ч.

8

61

222

604

1269

2307

3647

4320

Снеговая нормативная нагрузка - 50кг/м².

Ветровая нормативная нагрузка - 45 кг/м² .

Глубина промерзания грунта по естественной поверхности земли - 1 м.

Основанием для фундаментов служат суглинки. Условное расчетное давление на суглинок - 0,24МПа - (2,4кгс/см² ). Грунтовые воды встречаются на глубине 2,5  7,5 м от поверхности земли.

1.3. Определение количества потребилетей теплоты. График годового расхода теплоты.

Расчетные расходы теплоты промышленными предприятиями определяются по удельным нормам теплопотребления на единицу выпускаемой продукции или на одного работающего по вида.м теплоносителя (вода, пар). Расходы теплоты на отопление, вентиляцию и технологические нужды приведены в таблице 1.2. тепловых нагрузок.

Годовой график расхода теплоты строится в зависимости от продолжительности стояния наружных температур, которая отражена в таблице 1.2. данного дипломного проекта.

Максимальная ордината годового графика расхода теплоты соответствует расходу тепла при наружной температуре воздуха –23 С.

Площадь, ограниченная кривой и осями ординат, дает суммарный расход теплоты за отопительныф период, а прямоугольник в правой части графика - расход теплоты на горячее водоснабжение в летнее время.

На основании данных таблицы 1.2. расчитываем расходы теплоты по потребителям для 4-х режимов: максимально-зимний (t_{р. о.} =-23C;); при средней температуре наружного воздуха за отопительный период; при температуре наружного воздуха +8C; в летний период.

Расчет ведем в таблице 1.3. по формулам:

- тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт

Q_ОВ=Q^Р_ОВ*(t_вн-t_н)/(t_вн-t_р.о.)

- тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период, МВт

Q^Л_ГВ=Q^Р_ГВ*(t_г-t_хл)/(t_г-t_хз)*

где: Q^Р_ОВ- расчетная зимняя тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования системы отопления. Принимаем по табл. 1.2.

t_ВН - внутренняя температура воздуха в отапливаемом помещении, t_ВН =18С

Q^Р_ГВ - расчетная зимняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение ( табл. 1.2);

t_н- текущая температура наружного воздуха ,°С;

t_р.о.- расчетно отопительная температура наружного воздуха,

t_г- температура горячей водя в системе горячего водоснабжения,t_г=65°С

t_хл , t_хз - температура холодной воды летом и зимой,t_хл =15°С,t_хз =5°С;

 - поправочный коэффициент на летний период, =0,85

Таблица 1.2

Тепловые нагрузки

Вид тепловой

Расход тепловой нагрузки, МВт

Характеристика

Нагрузки

Зимой

Летом

Теплоносителя

1.Отопление

и вентиляция

15,86

-

Вода 150/70 С

Пар Р=1,4 МПа

2.Горячее водоснабжение

1,36

По расчету

3.Технологические нужды

11,69

1,24

Пар Р=1,44МПа

ВСЕГО

28,91

1,24

-

Таблица 1.3.

Расчет годовых тепловых нагрузок

№ п/п

Вид нагрузки

Обозначение

Значение тепловой нагрузки при температуре МВт

t_р.о=-23 С

t^ср_о.п.=-1,8С

t_р.о=8С

Летний

1.

Отопление и вентиляция

Q_ОВ

15,86

7,66

3,87

-

2.

Горячее водоснабжение

Q_ГВ

1,36

1,36

1,36

0,963

3.

Итого

Q_ОВ+ГВ

17,22

9,02

5,23

0,963

4.

Технология

Q_ТЕХ

11,69

11,69

1,24

1,24

5.

Всего

Q

28,91

20,71

6,47

2,203

По данным табл. 1.1. и 1.3. строим график годовых расходов тепловой нагрузки, представленный на рис .1.1.

1.4. СИСТЕМА И ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Источником теплоснабжения является реконструируемая котельная шахты. Теплоноситель - пар и 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, для приготовления воды с t=65°С - установка горячего водоснабжения.

Система теплоснабжения - закрытая. Вследствии 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.

На промплощадке трубопроводы теплоснабжения прокладываются по мостам и галереям и частично в непроходных лотковых каналах типа Кл. Трубопроводы прокладывают с устройством компенсации за счет углов поворотов трассы и П-образных компенсаторов.

Трубопроводы приняты из стальных электросварных труб с устройством теплоизоляции.

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

1.5. РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ

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 между водогрейной и паровой частями котельной 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 на листе 2 графической части дипломного проекта.

Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной приведены в таблице 1.4, а сам расчет тепловой схемы приведен в таблице 1.5.

Таблица 1.4

Исходные данные для расчета тепловой схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25-14с для закрытой системы теплоснабжения.

№№ пп

Наименование

Обоз-

Ед.

Расчетные режимы

Примечание

позиц. исход. данных

величин

начение

изм.

Максимально зимний

При средней температуре наиболее холодного периода

При темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика

Летний

1

2

3

4

5

6

7

8

9

01

Температура наружного воздуха

t_н

C

-24

-10

-

-

I

02

Температура воздуха внутри отапливаемых зданий

t_вн

C

18

18

18

18

03

Максимальная температура прямой сетевой воды

t_1макс

C

150

-

-

-

04

Минимальная температура прямой сетевой воды в точке излома температурного графика

t_1.изл

C

-

-

70

-

05

Максимальная температура обратной сетевой воды

t_2макс

C

70

-

-

-

06

Температура деаэрированной воды после деаэратора

T_д

C

104,8

104,8

104,8

104,8

07

Энтальпия деаэрированной воды

i_д

КДж/кг

439,4

439,4

439,4

439,4

Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 1.2Мпа

08

Температура сырой воды на входе в котельную

T₁

C

5

5

5

15

09

Температура сырой воды перед химводоочисткой

T_З

C

25

25

25

25

10

Удельный объем воды в системе тепловодоснабжения в т. на 1 МВт суммарного отпуска тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

q_сист

Т/ МВт

30,1

30,1

30,1

30,1

Для промышленных предприятий

Параметры пара, вырабатываемого котлами (до редукционной установки)

11

Давление

P₁

МПа

1,4

1,4

1,4

1,4

Из таблиц насы-

12

Температура

₁

C

195

195

195

195

щенного пара и

13

Энтальпия

i₁

КДж/кг

2788,4

2788,4

2788,4

2788,4

воды при давлении 1,4 МПа

Параметры пара после редукционной установки:

14

Давление

P₂

МПа

0,7

0,7

0,7

0,7

Из таблиц насы-

15

Температура

₂

C

165

165

165

165

щенного пара и

16

Энтальпия

i₂

КДж/кг

2763

2763

2763

2763

воды при давлении 0,7 МПа

Параметры пара, образующегося в сепараторе непрерывной продукции:

17

Давление

P₃

МПа

0,17

0,17

0,17

0,17

Из таблиц насы-

18

Температура

₃

C

115,2

115,2

115,2

115,2

щенного пара и

19

Энтальпия

i₃

КДж/кг

2700

2700

2700

2700

воды при давлении 0,17 Мпа

Параметры пара, поступающего в охладитель выпара из деаэратора:

20

Давление

P₄

МПа

0,12

0,12

0,12

0,12

Из таблиц насы-

21

Температура

₄

C

104,8

104,8

104,8

104,8

щенного пара и

22

Энтальпия

i₄

КДж/кг

2684

2684

2684

2684

воды при давлении 0,12 Мпа

Параметры конденсатора после охладителя выпара:

23

Давление

P₄

МПа

0,12

0,12

0,12

0,12

Из таблиц насы-

24

Температура

₄

C

104,8

104,8

104,8

104,8

щенного пара и

25

Энтальпия

i₅

КДж/кг

439,4

439,4

439,4

439,4

воды при давлении 0,12 Мпа

Параметры продувочной воды на входе в сепаратор непрерывной продувки:

26

Давление

P₁

Мпа

1,4

1,4

1,4

1,4

Из таблиц насы-

27

Температура

₁

C

195

195

195

195

щенного пара и

28

Энтальпия

i₇

КДж/кг

830,1

830,1

830,1

830,1

воды при давлении 1,4 Мпа

Параметры продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки:

29

Давление

P₃

Мпа

0,17

0,17

0,17

0,17

Из таблиц насы-

30

Температура

₃

C

115,2

115,2

115,2

115,2

щенного пара и

31

Энтальпия

i₈

КДж/кг

483,2

483,2

483,2

483,2

воды при давлении 0,17 Мпа

32

Температура продувочной воды после охлаждения продувочной воды

t_пр

C

40

40

40

40

33

Температура конденсата от блока подогревателей сетевой воды

t_кб

C

80

80

80

80

Принимается

34

Температура конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды

t₂

C

165

165

165

165

Принимается

35

Энтальпия конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды

i₆

КДж/кг

697,1

697,1

697,1

697,1

Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,7 Мпа

36

Температура конденсата, возвращаемого с производства

t_кп

C

80

80

80

80

37

Величина непрерывной продувки

П

%

4,6

4,6

4,6

4,6

Принимается из расчета химводоочистки

38

Удельные потери пара с выпаром из деаэратора питательной воды в т на 1т деаэрированной воды

d_вып

т/т

0,002

0,002

0,002

0,002

Принимается по рекомендациям ЦКТИ

39

Коэффициент собственных нужд химводоочистки

К^сн_хво

-

1,2

1,2

1,2

1,2

40

Коэффициент внутрикотельных потерь пара

К_пот

-

0,02

0,02

0,02

0,02

Принимается

41

Расчетный отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию

Q^макс_ов

МВт

15,86

-

-

-

Табл. 1.2.

42

Расчетный отпуск тепла на горячее водоснабжение за сутки наибольшего водопотребления

Q^ср_гв

МВт

1,36

-

-

-

Табл. 1.2.

43

Отпуск тепла производственным потребителям в виде пара

Дотр

кг/с

4,98

4,98

4,98

0,53

44

Возврат конденсата от производственных потребителей (80%)

G_потр

=кг/с

3,98

3,98

3,98

0,42

=0,8

Таблица 1.5

Расчет тепловой схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25-14с для закрытой системы теплоснабжения.

№№ пп

Наименование

Обоз-

Ед.

Расчетная

Расчетные режимы

позиц. исход. данных

величин

начение

изм.

формула

Максимально зимний

При средней температуре наиболее холодного периода

При темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды.

Летний

Р₀₁

Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды

t_н.изл

C

t_вн-0,354(t_вн- t_р.о.)

-

-

18-0,354* *(18+24)= =3,486

-

Р₀₂

Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха

К_ов

-

(t_вн- t'_н)/ (t_вн- t_р.о)

1

(18-(-10))/(18-(-23))=0,67

(18-0,486)/ /(18-(-24))= =0,354

-

Р₀₃

Расчетный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию

Q_ов

МВт

Q^макс_ов*К_ов

15,86

15,86*0,67= 10,62

5,61

-

Р₀₄

Значение коэффициента К_ов в степени 0,8

К^0.8_ов

-

1

0,73

0,436

-

Р₀₅

Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной

t_I

C

18+64,5* *К^0.8_ов+64,5*К_ов

150 (см 03)

18+64,5*0,73+67,5*0,67= 110,3

70 (см 04)

70

Р₀₆

Температура обратной сетевой воды

t₂

C

t₁-80*К_ов

70

56,7

54,7

42,7

Р₀₇

Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зимних режимах

Q_ов+гв

МВт

Q_ов+ Q^сргв

17,22

11,98

6,97

0,936

Р₀₈

Расчетный расход сетевой воды в зимних режимах

G_сет

кг/с

Q_ов+гв*10³/(t₁-t₂)*C

51.37

94.13

65.56

-

Р₀₉

Отпуск теплоты на горячее водоснабжение в летнем режиме

Q^л_гв

МВт

-

-

-

0,963

Р₁₀

Расчетный расход сетевой воды в летнем режиме

G^л_сет

кг/ч

Q^л_гв*10³/(t₁-t₂)*C

-

-

-

9,2

Р₁₁

Объем сетевой воды в системе водоснабжения

G_сист

Т

q_сис*Q_д^max

519,53

519,53

519,53

519,53

Р₁₂

Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети

G_ут

кг/с

0,005*G_сист*1/3,60

0,72

0,72

0,72

0,72

Р₁₃

Количество обратной сетевой воды

G_{сет.обр.}

кг/с

G_сет- G_ут

21,24

92,21

60,08

7,64

Р₁₄

Температура обратной сетевой воды перед сетевыми насосами

t_з

C

t₂*G_{сет.обр}+Т*G_ут/ G_сет

70,5

56,7

42,2

43,1

Р₁₅

Расход пара на подогреватели сетевой воды

Д_б

кг/с

G_сет*(t₁-t₃)/ (i₂/4,19-t_кб)* 0,98

7,14

9,13

2,93

0,48

Р₁₆

Количество конденсата от подогревателей сетевой воды

G_б

кг/с

Д_б

7,14

9,13

2,93

0,43

Р₁₇

Паровая нагрузка на котельную за вычетом расхода пара на деаэрацию и на подогрев сырой воды, умягчаемой для питания котлов, а также без учета внутрикотельных потерь

Д

кг/с

Д_потр+Д_б+Д_маз

4,98+7,14= 12,12

4,98+9,13= 14,11

4,98+2,93= 7,91

0,53+0,43= 0,96

Р₁₈

Количество конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства

G_к

кг/с

G_б+ G_потр

7,19+3,98= 11,12

9,13+3,98= 13,11

2,93+3,98= 6,91

0,43+0,42= 0,85

Р₁₉

Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки

G_пр

кг/с

n/100*Д

0,6

0,7

0,39

0,05

Р₂₀

Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки

Д^'_пр

кг/с

0,148*G_пр

0,148*0,6= 0,089

0,148*0,70= 0,104

0,148*0,39= 0,060

0,148*0,05= 0,007

Р₂₁

Количество продувочной воды, на выходе из сепаратора непрерывной продувки

G^'_пр

кг/с

G^'_пр- Д_пр

0,6-0,089= 0,511

0,70-0,104= 0,596

0,32-0,060= 0,33

0,05-0,007= 0,043

Р₂₂

Внутрикотельные потери пара

Д_пот

кг/с

0,02*Д

0,02*1212* 0,24

0,02*14,11= 0,28

0,02*7,91= 0,16

0,02*0,96= 0,02

Р₂₃

Количество воды на выходе из деаэратора

G_д

кг/с

Д+ G_пр+ П_ут

13,44

15,53

9,02

2,07

Р₂₄

Выпар из деаэратора

Д_вып

кг/с

d_вып*G_д

0,002*13,44= 0,027

0,002*15,53= 0,03

0,002*9,02= 0,018

0,002*2,07= 0,004

Р₂₅

Количество умягченной воды, поступающей в деаэратор

G_хво

кг/с

(Д_потр-G_потр)+ +G'_пр+Д_пот+Д_вып +G_ут

2,498

2,64

2,44

0,96

Р₂₆

Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку

G_с.в

кг/с

К^с.н._хво*G_хво

1,2*2,498= 3,2

1,2*2,64= 3,17

1,2*2,44= 2,93

1,2*0,96= 1,15

Р₂₇

Расход пара для подогрева сырой воды

Д_с

кг/с

G_св*(Т₃-Т₁)*С/(i₂-i₆)*0.98

0.13

0.13

0.12

0.024

Р₂₈

Количество конденсата от подогревателей сырой воды, поступающей в деаэратор

G_с

кг/с

Д_с

0,13

0,13

0,12

0,024

Р₂₉

Суммарный вес потоков, поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)

G_

кг/с

G_к+G_хво+G_с+Д_пр-Д_вып

13,89

15,95

10,07

2,01

Р₃₀

Доля конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства в суммарном весе потоков, поступающих в деаэратор

G_к/ G_

0,8

0,82

0,68

0,4

Р₃₁

Удельный расход пара на деаэратор

d_д

кг/кг

Рис.11 [ ]

0,0525

0,052

0,056

0,0753

Р₃₂

Абсолютный расход пара на деаэратор

Д^*_g

кг/с

d_д* G_

0.75

Р₃₃

Расход пара на деаэратор питательной воды и для подогрева сырой воды

-

кг/с

(Д_g+Д_с)^*

0,75+0,13= 0,88

0,82+0,13= 0,95

0,56+0,12= 0,88

0,15+0,024= 0,179

Р₃₄

Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь

Д^*'

кг/с

Д+(Д_g+Д_с)

12,12+0,88= 13,00

14,11+0,9= 15,06

7,91+0,68= 8,59

0,96+0,179= 1,13

Р₃₅

Внутрикотельные потери пара

Д_пот

кг/с

Д' * (К_пот/(1-К_пот))

0,26

0,3

0,17

0,023

Р₃₆

Суммарная паровая нагрузка на котельную

Д^*_сум

кг/с

Д'+Д_пот

13,26

15,36

8,76

1,153

Р₃₇

Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки

G_пр

кг/с

n/100*D_сум

0,61

0,71

0,42

0,055

Р₃₈

Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки

D_пр

кг/с

G_пр*(i₇*0,98-i₈)/ (i₃-i₈)

0,091

0,104

0,06

0,008

Р₃₉

Количество продувочной воды на выходе их сепаратора непрерывной продувки

G^'_пр

кг/с

G_пр-D_пр

0,519

0,606

0,36

0,047

Р₄₀

Количество воды на питание котлов

G_пит

кг/с

D_сум+G_пр

13,87

16,07

9,18

1,208

Р₄₁

Количество воды на выходе из деаэратора

G_g

кг/с

G_пит+G_ут

14,59

17,157

9,90

1,93

Р₄₂

Выпар из деаэратора

D_вып

кг/с

d_вып*G_g

0,029

0,034

0,02

0,004

Р₄₃

Количество умягченной воды, поступающее в деаэратор

G_хво

кг/с

(D_потр-G_потр)-G'_пр+ D_пот+D_вып+G_ут

2,72

2,48

0,98

Р₄₄

Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку

G_с.в

кг/с

K^с.н._хво*G_хво

1,2*2,57= 3,08

1,2*2,72= 3,24

1,2*2,48= 2,98

1,2*0,98= 1,12

Р₄₅

Расход пара для подогрева сырой воды

D_c

кг/с

G_с.в.*(T₃-T₁)*C/ (i₂-i₈)*0,98

0,068

0,14

0,12

0,02

Р₄₆

Количество конденсата поступающего в деаэратор от подогревателей сырой воды

G_c

кг/с

D_c

0,068

0,14

0,12

0,02

Р₄₇

Суммарный вес потоков поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)

G_

кг/с

G_k+G_хво+G_c+D_пр-D_вып

13,9

16,04

9,78

1,96

Р₄₈

Доля конденсата от подогревателей

кг/с

G_k/ G_

11,12/13,90= 0,797

13,11/16,04= 0,82

0,736

0,486

Р₄₉

Удельный расход пара на деаэратор

d_g

кг/кг

Рис.11

0,0525

0,052

0,056

0,0753

Р₅₀

Абсолютный расход пара на деаэратор

D_g

кг/с

d_g* G_

0,765

0,835

0,55

0,15

Р₅₁

Расход пара на деаэрацию питательной воды и подогрев сырой воды

-

кг/с

(D_g+D_c)

0,833

0,975

0,67

0,17

Р₅₂

Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь

Д₁

кг/с

D+(D_g+D_c)

12,12+0,87= 12,9

14,11+0,87= 15,07

7,91+0,67= 8,58

0,96+0,17= 1,13

Р₅₃

Суммарная паровая нагрузка на котельную

D_сум

кг/с

Д₁+D_пот

13,21

15,385

8,75

1,153

Р₅₄

Процент расхода пара на собственные нужды котельной (деаэрация подогрев сырой воды)

К_с.н.

%

(Д_g+Д_с)/D_сум*100

6,3

6,34

7,66

14,74

Р₅₅

Количество работающих котлов

N_к.р.

Шт.

D_сум/D^к_ном

2

2

2

1

Р₅₆

Процент загрузки работающих паровых котлов

К_зат

%

D_сум/D^к_ном*N_к.р.* *100%

95,17

110,84

63

16,6

Р₅₇

Количество воды, пропускаемое помимо подогревателей сетевой воды (через перемычку между трубопроводами прямой и обратной сетевой воды)

G_сет.п.

кг/с

G_сет*(t^max₁-t₁)/ /(t^max₁-t₃)

0

40,22

49,52

7,03

Р₅₈

Количество воды пропускаемое через подогреватели сетевой воды

G_сет.б.

кг/с

G_сет- G_сет.п.

51,37

94,13-40,22= 53,91

66,56-49,52= 17,04

9,20-7,03= 2,17

Р₅₉

Температура сетевой воды на входе в пароводяные подогреватели

t₄

C

[t₁^max(i₆-t_к.б.с.)+ t₃(i₂-i₆)]/(i₂- t_к.б.с.)

81,6

71,2

57,4

58,6

Р₆₀

Температура умягченной воды на выходе из охладителя продувочной воды

Т₄

C

T₃+G'_пр/G_хво*(i₈/c --t_пр)

33,6

32,1

31,1

37,2

Р₆₁

Температура умягченной воды поступающей в деаэратор из охладителя пара

Т₅

C

T₄+D_вып/G_хво*(i₄-i₅)/c

37,8

35,6

34,4

39,2

1.6. ПОДБОР И РАЗМЕЩЕНИЕ ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

На основании результатов полученных при расчете тепловой схемы котельной (таб. 1.5) производим выбор основного и вспомогательного оборудования.

1.6.1. Выбор паровых котлоагрегатов

Выбор типа, количества и единичной производительности котлоагрегатов зависит главным образом от расчетной тепловой производительности котельной, где они будут установлены; от вида теплоносителя, отпускаемого котельной.

На основании вышеизложенного и в связи с тем, что для технологических потребностей нербходим пар, в котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ-25-14 единичной производительностью по пару D =6,94кг/с, что в сумме дает 13,88 кг/с. А из расчета тепловой схемы максимальная суммарная паровая нагрузка котельной D_сум=15,377 кг/с (табл.1.5 п.53), что позволяет использовать котлоагрегаты КЕ-25-14 с небольшой перегрузкой в один из режимов.

1.6.2. Подбор сетевых насосов

Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды . Расход сетевой воды принимаем из табл. 1.5 позиция .

G^З _СЕТ=93,13 кг/с = 338,87 т/ч

Необходимая производительность сетевых насосов, приведенная к плотности _В=1000кг/м³, м/ч

G_СН=G^З _СЕТ/_В70=338,87/0,978=346,49

Напор сетевых насосов выбирается из условия преодоления гидравлического сопротивления теплотрассы при расчетном максимальном расходе воды, сопротивления котельной и соединительных трубопроводов с 10%-м запасом.

H^C _P=1,1 Н (1.2)

Иэ данных гидравлического расчета тепловой сети

Н = 0,7 МПа

Тогда

H^C _P=1,1*0,7=0,77 МПа

К установае принимаем блок сетевых насосов БСН-1801420, состоящий из 2-х насосов Д400/80, один из которых резервный, электродвигатель А02_82_2, N=100кВт, n=3000^-1, Q=400м³/ч, H=0,650,85 Мпа

1.6.3. Подбор питательных насосов

В котельных с паровыми котлами устанавливаются питательные насосы числом не менее двух с независимым приводом.

Питательные насосы подбирают по производительности и напору.

Производительность всей котельной, кг/с

Q_ПИТ=1,1*D_СУМ (1.3)

где D_СУМ -суммарная паропроизводительность котельной

из табл.1.5 п.53: D_СУМ=15,377 кг/с

Q_ПИТ=1,1*15,377 = 16,91 кг/с=60,89 т/ч

Напор, который должны создавать питательные насосы для паровых котлоагрегатов, МПа

Н_ПИТ=1,15*(Р_б-Р_д)+Н_СЕТ (1.4)

где Р_б - наибольшее возможное избыточное давление в котлоагрегате,

Р_б =1,3 МПа

Р_д - избыточное давление в деаэраторе ,Р_д=0,12МПа

Н_СЕТ- соиротивление всасывающего и нагнетающего трубопроводов.

Принимаегл Н_СЕТ=0,15МПа

Н_НАС= 1,15(1,3-0,12)+0,15 = 1,51 МПа

Из табл. 15.3 [3] принимаем к установке 2 питательных насоса ПЭ-65-40, один из которых резервный: электродвигатель А2-92-2, подача 65 м³/ч напор 4,41 МПа, частота вращения 3000^-1.

1.6.4. Подбор конденсатного насоса

Конденсатные насосы перекачивают конденсат из баков, куда он поступает с производства или из пароводяных подогревателей, в деаэратор.

Производительность конденсатного насоса, м³/ч(кг/с)

Q^К _НАС= _К(табл.1.5. п.18)=13,11 кг/с=47,2 м³/ч

Напор развиваемый конденсатным насосом, МПа

Н_кон=2,3 Мпа

По табл. 15.6. [3] принимаем к установке 2 насоса Кс-50-55-1 один из которых резервный: электродвигатель 4А160М4, подача 50м³/ч,напор 5,5 МПа,частота вращения 1450^-1.

1.6.5. Подбор подпиточных насосов

Для восполнения утечки воды из закрытых систем теплоснабжения устанавливают подпиточные насосы.

Подача подпиточного насоса принимается иэ табл.1.5

G_подп=0,72 кг/с=2,592 м³/ч

Давление, создаваемое подпиточным насосом, должно обеспечить невскипание воды на выходе из котельной

Н_под=0,4 МПа

Пo табл.15.6. [3] принимаем к установке 2 подпиточных насоса Кс-12-50 один иэ которых резервный: электродвигатель 4А100 2, подача 12 м³/ч напор 0,5 МПа, частота вращения 2900 ^-1

1.6.6. Подбор деаэратора

В новых производственных и производственно-отопительных котельных с паровыми котлоагрегатами предусматривается установка атмосферных деаэраторов типа ДА.

Подбираем деаэратор по его производительности ,т/ч(кг/с)

G_Д=17,157 кг/с=61,76 т/ч (табл.1.5п. 41)

Принимаем к установке деаэратор DА-100( табл. 3 ):

производительность, т/ч - 100

давление ,МПа - 0,12

емкость деаэраторного бака.м³ - 25

поверхность охладителя

выпара, м² - 8

1.7. Тепловой расчет котлоагрегата

Котел KЕ-25-14c предназначен для производства насыщенного пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Топочная камера котла шириной 272 мм полностью экранирована (степень экранирования Нл/ ст =0,8) трубами d=51х2,5мм. Трубы всех экранов приварены к верхним и нижним камерам d219x8мм. Топочная камера по глубине разделена на два объемных блока. Каждый из боковых экранов (правый и левый) переднего и заднего топочных блоков образует самостоятельный циркуляционный контур. Верхние камеры боковых экранов в целях увеличения проходного сечения на входе в пучок расположены ассиметрично отпосительно оси котла. Шаг труб боковых и фронтового экранов – 55 мм, шаг труб заднего экрана – 100 мм, трубы заднего экрана выделяют из топочного объма камеру догорания, на наклонном участке труб уложен слой огнеупорного кирпича толщиной 65мм. Объем топочной камеры -61,67 м³.

Для улучшения циркуляционных характеристик фронтового экрана на нем устанавливаются три рециркуляцинные трубы d89х4мм. Площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева - 92,10м².

Третьим блоком котла является блок конвективного пучка с двумя барабанами (верхним и нижним) внутренним диаметром 1000мм. Длина верхнего барабана 7000мм, нижнего – 5500мм. Толщина стенки барабана котла - 13мм, материал - сталь 16ГС. Ширина конвективного пучка по осям крайних труб 2320мм. В таком пучке отсутствуют пазухи для размещения пароперегревателя, что существенно улучшает омывание конвективного пучка.

Конвективный пучок выполнен из труб d51x2,5мм. Поперечный шаг в пучке составляет 110 мм, продольный - 90мм. Площадь поверхности нагрева конвективного пучка равна 417,8м². Первые три ряда труб на входе в пучок имеют шахматное расположение с поперечным шагом S =220мм. Удвоение величины шага по сравнению с остальными рядами позволяет увеличить проходное сечение на входе в пучок, частично перекрытое потолком потолочной камеры.

Хвостовые поверхности состоят из одноходового по воздуху воздухоподогревателя с поверхностью нагрева 228 м², обеспечивающего нагрев воздуха до 180 ⁰С и установленного следом за ним по ходу газов чугунного экономайзера с поверхностью нагрева 646 м².

Для сжигания каменных и бурых углей под котлом устанавливается механическая топка ТЧЗ-2,7/5.6. Активная площадь зеркала горения равна 13,4 м². Решетка приводится в движение при. Помощи привода ПТ-1200, обеспечивающего 8 ступеней регулирования скорости движения в приделах 2,8 - 17,6 м/ч. Дутьевой короб под решеткой разделен на четыре воздушные зоны. Подача воздуха регулируется при помощи поворотных заслонок на воздуховодах. Котельная установка оборудована системой возврата уноса и острого дутья. Выпадающий в конвективном пучке унос оседает в четырех зольниках и возвращается в топочную камеру для дожигания при помощи воздушных эжекторов по прямым трубкам d76мм через заднюю стенку, восемь сопл острого дутья d2 мм расположены в задней стенке топки на высоте 1400мм от решетки.

1.7.1. Исходные данные и выбор коэффициента избытка воздуха

Ведем расчет котлоагрегата применительно к условиям проектируемого объекта: уголь марки ГР со следующими характеристиками

С^Р=55,2%, Н^Р=3,8%, О^Р=5,8%, W^Р=1,0%, S^Р=3,2%, А^Р=23%, N^P=8%, Q^P_H=22040КДж/кг, V^Г=40%,

Величины коэффициента избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева определяем последовательно

_n=_i+ (1.3)

где _i - коэффициент избытка воздуха предыдущего газохода

 - нормативный присос воздуха

Таблица 1.6

Коэффициенты избытка воздуха

№ п/п

Газоход

Коэффициент избытка воздуха за топкой.



_n

1

Топка

1,35

0,1

1,35

2

Конвективный пучок

0,1

1,45

3

Воздухоподогреватель

0,08

1,53

4

Водяной экономайзер

0,1

1,63

1.7.2. Расчет обьемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Расчет теоретического объема воздуха

V₀=0,0889*(С^р+0,375*S^р_огр+к)+0,265*Н^р-0,0333*О^р

V₀=0,0889*(55,2+0,375*3,2)+0,265*3,8-0,0333*5*8=5,83 м³/кг

Расчет теоретических обьемов продуктов сгорания при =1 м³/кг

V^O_RO2=1,866*(C^P+0,375S^р_огр+к)/100=1,866*(55,2+0,375*3,2)/100=1,0524

V^O_NO2=0,79*V+0,08*N^p=0,79*5,83+0,008*1=4,612

V^O_H2O=0,111Н^Р+0,0124W^Р+0,0161V⁰=0,111*3,8+0,0124*8+0,0161*5,83=0,6148

Таблица 1.7

Характеристики продуктов сгорания

№

Величина

Ед. изм.

Газоходы

1

3

4

5

6

7

1

Коэффициент избытка воздуха за топкой

_Т

1,35

2

Нормативный присос



0,1

0,1

0,08

0,1

3

Коэффициент избытка воздуха за газоходом

_n

1,35

1,45

1,53

1,63

4

Объем трехатомных газов. V_RO2=V⁰_RO2

м³/кг

1,0524

1,0524

1,0524

1,0524

5

Объем двухатомных газов. V_N2=V⁰_N2+0.0161*V⁰

-“-

6,943

7,526

8,109

8,285

6

Объем водяных паров V_H2O=V⁰_H2O+0,0161(- -1)* V⁰

-“-

0,652

0,662

0,671

0,674

7

Суммарный объем дымовых газов

V_Г=V_RO2+V_N2+V_H2O

-“-

8,647

9,24

9,832

10,0114

8

Объемная доля трехатомных газов

r_RO=V_RO2/V_Г

-“-

0,122

0,114

0,107

0,105

9

Объемная доля водяных паров r_H2O=V_H20/V_Г

-“-

0,197

0,186

0,176

0,077

10

Концентрация золы в дымовых газах, =А^р*_ун/100*V_г

-“-

3,99

3,73

3,51

3,29

Таблица 1.8

Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива, КДж/кг

, С

I⁰=(ct_в)*V⁰

I⁰_RO2=(c)_RO2* *V⁰_RO2

I⁰_N2=(c)_N2*V⁰_N2

I⁰_H2O=(c)_H2O* *V⁰_H2O

I⁰_

1

2

3

4

5

6

30

39*5,83=227,2

100

132*5,83=769,3

169*0,054= 187,13

4,62*130= 600,6

151*0,616= 92,87

871,596

200

286*5,83=1550,3

357*1,05= 376,3

260*4,62= 1201,2

304*0,615= 186,96

1764,44

300

403* …=2348,68

559* … 589,10

392*…1811,04

463*…284,75

2674

400

542*…=3158,76

772*…=813,69

527*…=2434,74

626*…=384,99

3633,42

500

664*…=3986,35

996*…=1049,78

664*…=3067,68

794*…=488,31

4605,89

600

830*…=4837,24

1222*…= 1287,99

804*…=3714,48

967*…=594,71

5597,18

700

979*…=5705,61

1461*…= 1539,89

946*…=4370,52

1147*…=705,41

6615,82

800

1130*…=6585,64

1704*…= 1796,02

1093*…= 5049,66

1335*…=821,03

766,71

900

1281*…=7465,67

1951*…= 2056,35

1243*…= 5742,66

1524*…=937,26

8736,27

1000

1436*…=8369,01

2202*…= 2320,91

1394*…= 6440,26

1725*…= 1060,86

9822,05

1200

1754*…=10222,31

2717*…= 2863,72

1695*…= 7890,9

2131*…= 1310,57

12005,19

1400

2076*…=12098,9

3240*…= 3414,96

2009*…= 9281,58

2558*…= 1573,17

14269,71

1600

2403*…=14004,66

3767*…= 3970,42

2323*…= 10792,28

3001*…= 1845,62

16548,3

1800

2729*…=15904,61

4303*…= 4535,36

2648*…= 12206,04

3458*…= 2126,67

18868,07

2000

3064*…=17856,9

4843*…= 5104,52

2964*…= 13963,68

3926*…= 8414,49

21212,69

Таблица 1.9

Энтальпия продуктов сгорания в газоходах

, С

I⁰_в,

КДж/кг

I⁰_г,

КДж/кг

Газоходы и коэф-ты избытка воздуха

_Т=1,35

_kr=1,45

_эк=1,53

_вп=1,63

I_г

I_г

I_г

I_г

1

2

3

4

5

6

7

30

227,2

100

871,596

1007,9

1015

200

1764,44

1900,76

1964

300

2674,98

2811,3

2870

400

3633,42

3747,02

3754

500

4605,89

4719,49

600

5597,18

5710,49

700

6615,82

6729,42

800

7666,71

7780,31

900

8736,37

8849,87

1000

9822,05

9912,93

9935,65

1200

12005,19

12096,07

1400

14289,71

14360,59

1600

16548,3

16639,18

1800

18868,07

18958,95

2000

21212,69

21303,57

2200

23557,3

23648

Расчет теплового балнса котлоагрегата выполнен в табл. 1.10, а поверочный расчет поверхностей нагрева котлоагрегата приведен в табл. 1.11.

На основе результатов табл. 1.9 построена I-d- диаграмма продуктов сгорания, которая представлена на рис. 1.2.

Таблица 1.10

Расчет теплового баланса теплового агрегата

Наименование

Обозначения

Расчетная ф-ла, способ

опр.

Единицы измерения

Расчет

1

2

3

4

5

Распологаемая теплота

Q^p_p

Q^p_p=Q^p_н

КДж/Кг

22040

Потеря теплоты от мех. неполн. сгорания

q₃

по табл. 4.4 [4]

%

0,8

Потеря теплоты от мех. неполноты сгорания

q₄

по табл. 4.4 [4]

%

5

Т-ра уходящих газов

_ух

исх.данные

^oC

135

Энтальпия уходящих газов

I_ух

по табл. 1.9

КДж/Кг

1320

Т-ра воздуха в котельной

t_хв

по выбору

^oC

30

Энтальпия воздуха в котельной

I⁰_хв

по табл. 1.8

КДж/Кг

227,2

Потеря теплоты с уход. газами

q₂

%

(1320-1,63x227)*

*(100-5)/(22040)=

=6,25

Потеря теплоты от нар. охлажден.

q₅

по рис 3.1 [4]

%

3,8

Потеря с физ. теплом шлаков

q₆

а_шл*I_з*А^р/Q^р_н

%

0,15*1206*

*23/22040=0,19

Сумма тепл. Потерь

q

%

6,25+0,8+5+3,8+

+0,19=16,04

КПД катлоагрегата



100-Q

%

100-16,04=83,96

Коэф. Сохранения теплоты



1-q₅/(+ q₅)

1-3,8/(83,96+3,8)=

=0,957

Производительность агрегата по пару

D

по заданию

Кг/с

25/3,6=6,94

Давление раб. тела

P

по заданию

МПа

1,4

Т-ра рабочего тела

t_нп

по заданию

^oC

195

Т-ра питательн. воды

t_пв

по заданию

^oC

104

Удельная энтальпия р.т.

i_нп

по табл.vi-7[4]

КДж/Кг

2788,4

Удельная энт. питат. воды

i_пв

по табл.vi-7[4]

КДж/Кг

439,4

Значение продувки

n

по задан.

%

4,8

Полезно исп. теплота вагрегате

Q₁

D*(i_нп-i_пв)+n*

*D(I_кв-I_нп)

кВт

Q=6,94*(2788,4-439,4)+0,048*6,94*(830-439,4)=

=16432,3

Полный расход топлива

В

Q₁/Q^р_р

Кг/с

16432,3/0,8396* *22040=0,88

Расчетный расход

В_р

В*(1-q₄/100)

Кг/с

0,88*(1-5/100)=

=0,836

Таблица 1.11

Тепловой расчет котлоагрегата КЕ-25-14с

№

Наименование

Обозначение

Расчетная формула или способ определения

Ед. изм.

Расчет

1

2

3

4

5

6

Поверочный теплообмен в топке

1.

Температура холодного воздуха

t_в

^oC

30

2.

Энтальпия холодного воздуха

I_хв

табл. 1.10

КДж/Кг

227,2

3.

Температура воздуха после воздухоподогревателя

t_гв

принимается

^oC

120

4.

Энтальпия воздуха после воздухоподогревателя

I_гв

диаграма

КДж/кг

925,5

5.

Количество теплоты вносимое в топку воздухом

Q_в

I_г.в.(_т-1)+ I_х.в.*_т

КДж/кг

925,5*(1,35-1,0)+227,2*0,1=346,6

6.

Полезное тепловыделение в топке

Q_т

Q^р_р(100-q₄-q₃-q₅)/(100-q₄)+Q_в

КДж/кг

22040*(100-0,8-5,0-3,8)/(100-5)+346,6=22126,4

7.

Адиабатическая температура горения

t_а

табл. 1.9

^oC

2170

8.

Температура газов на выходе



по предварительному выбору табл. 5-3[4]

^oC

1050

9.

Энтальпия газов на выходе

I_т

табл. 1.9

КДж/Кг

10458,7

10.

Площадь зеркала горения

R

по чертежу

м²

13,4

11.

Суммарная поверхность стен

F_ст

по чертежу

м²

115,2

12.

Диаметр экранных труб

d_нб

по чертежу

мм

51*2,5

13.

Шаг труб экранов: боковых и фронтового заднего

S₁

S₂

по чертежу

по чертежу

мм

мм

55

100

14.

Эффективная лучевоспри-нимающая поверхность топки

Н^л_п

по чертежу

м²

92,1

15.

Объем топочной камеры

V_т

по чертежу

м³

61,67

16.

Степень экранирования топки



Н_экр/F_ст

-

0,8

17.

Толщина излучающего слоя

S_т

3,6*V_т/F_ст

м

3,6*61,67/115,2=1,93

18.

Относительное положение максимальных температур по высоте топки

X

стр. 28[4]

0,3

19.

Параметр учитывающий распре-деление температуры в топке

М

0,59-0,5*X_т

0,59-0,5*0,3=0,44

20.

Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания

V^г_с*ср

КДж/Кг

(22040-10458,7)/(2170-1050)=11,35

21.

Объемная доля: водяных паров

трехатомных газов

г_H20

г_RO2

табл. 1.7

табл. 1.7

0,075

0,122

22.

Суммарная объемная доля трехатомных газов

г_n

Г_H20+ Г_RO2

0,197

23.

Произведение

P*г_n*S_т

м*МПа

0,1*0,197*1,93=0,036

24.

Степень черноты факела

А

рис. 5-4[4]

0,28

25.

Коэффициенты ослабления лучей:

3-х атомных газов

золовыми частицами

частицами кокса

k_г

k_з

k_кокс

рис. 5-5 [4]

рис. 5-6 [4]

стр. 31 [4]

1/(м*Мпа)

7,2

0,048

10

26.

Безразмерные параметры:

X1

X2

X1

X2

стр. 31 [4]

-

-

0,5

0,03

27.

Коэффициенты ослабления лучей топочной средой

k_г*г_n

1/(м*Мпа)

7,2*0,197+0,04*3,99+10*0,5*0,03==1,77

28.

Суммарная сила поглощения топочного объема

kps

1,77*0,1*1,93=0,327

29.

Степень черноты топки

а_т

рис. 5-3 [4]

0,57

30.

Коэффициент тепловой эффективности

_ср

S*H^т_л/F_ст

0,6*92,1/115,2=0,48

31.

Параметр



R/F_ст

-

13,4/115,2=0,12

32.

Тепловая нагрузка стен топки

Q_т

В_р*Q_т/F_ст

кВт/м²

0,836*22040/115,2=159,9

33.

Температура газов на выходе из топки

^’’_т

рис. 5-7 [4]

^оС

1050

34.

Энтальпия газов на выходе из топки

I^’’_т

I - диаграмма

кДж/кг

10458,7

35.

Общее тепловосприятие топки

Q_т

(Q_т- I^’’_т)

кДж/кг

0,96*(22126,4-10458,7)=11202,9

1

2

3

4

5

6

Расчет конвективного пучка

1.

Температура газа перед газоходом

^’_кг

из расчета топки

^оС

1050

2.

Энтальпия газа перед газаходом

I^’_кг

из расчета топки

кДж/кг

10458,7

3.

Температура газа за газоходом

^’’_кп

принимается

^оС

400

4.

Энтальпия газа за газаходом

I^’’_кп

диаграмма

кДж/кг

3747

5.

Диаметр труб

шаг поперечный

шаг продольный

d_н*

S¹

S²

из чертежа

мм

мм

мм

51*2,5

110

95

6.

Число труб поперек движения газа

Z₁

из чертежа

шт

22

7.

Число труб вдоль потока газа

Z₂

из чертежа

шт

55

8.

Поверхность нагрева

H_кп

из чертежа

м²

417,8

9.

Ширина газохода

B

из чертежа

м

2,32

10.

Высота газохода

h

из чертежа

м

2,4

11.

Живое сечение для прохода газов

F

b*h-Z*d_н*е

м²

2,32*2,4-22*2,5*0,051=2,763

12.

Толщина излучающего слоя

S_кп

0,9*d_н*(4*S₁*S₂/(3,14*d²_н)-1)

м

0,9*0,051*(4*0,11*0,095/(3,14*0,05)-1)=0,189

13.

Тепловосприятие по уравнению теплового баланса

Q^б_кп

*(I^’-I^’’+_кп*I_хв)

кДж/кг

0,96*(10458,7-3747+0,1*227,2=7063,1

14.

Температурный напор в начале газохода

t_б

^’_кп-t_нп

^оС

1050-195=855

15.

Температурный напор в конце газохода

t_м

^’’-t_нп

^оС

400-195=205

16.

Средний температурный напор

t

(t_б-t_м)/Ln(t_б/t_м)

^оС

(855-195)/Ln(855/195)=459,2

17.

Средняя температура газов в газоходе

_ср

0,5*(^’+^’’)

^оС

0,5*(1050+400)=725

18.

Средняя скорость газов в газоходе



В_р*V_г*(_ср+273)/(F_г*273)

м/с

0,836*9,24*(725+273)/(2763*273)=

=9,74

19.

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке

_к

рис. 6-6 [4]

Вт

м²*^оС

63*1*0,925*0,95=58,45

20.

Объемная доля водяных паров

Г_H2O

табл. 1.8

-

0,072

1

2

3

4

5

6

21.

Суммарная объемная доля 3-х атомных газов

Г_RO2

табл. 1.8

-

0,186

22.

Суммарная поглощающая способность 3-х атомных газов

p*Г_n*S_кп

м/МПа

0,1*0,186*0,189=0,0033

23.

Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами

k_г

рис. 5-5 [4]

1/(м*МПа)

29,0

24.

Суммарная оптическая толщина запыленного газового потока

k_г*Г_п*P*S_т

29*0,186*0,1*0,189=0,1

25.

Степень черноты газов

а

рис. 5-4 [4]

0,095

26.

Температура загрязненной стенки

t_з

^оС

195+60=255

27.

Коэффициент теплоотдачи излучением

₁

рис. 6-12 [4]

Вт/

(м²*^оС)

9,36

28.

Коэффициент использования



0,90,95

0,93

29.

Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке

₁

(_к-_л)

Вт/

(м²*^оС)

0,93*(58,95+9,36)=63,53

30.

Коэффициент тепловой эффективности



табл. 6-2

0,6

31.

Коэффициент теплопередачи

К

*₁

Вт/

(м²*^оС)

0,6*63,53=38,5

32.

Тепловосприятие пучка

Q^т_кп

К*Н*t/В_р*10³

КДж/кг

38,5*417,8*459,15/(0,836*10³)=7907

33.

Расхождение величин

Н

(Q^т_кп-Q^б_кп)/Q^т_кп*100%

%

(7907-7663,1)/7907*100=3,1

Расчет воздухоподогревателя

1.

Температура газов на входе в воздухонагреватель

^’_вп

из расчета конвективного пучка

^оС

400

2.

Энтальпия газов на входе в воздухонагреватель

I^’_вп

из расчета конвективного пучка

КДж/кг

3747

3.

Температура газов на выходе из воздухонагревателя

^’’_вп

по предварительному выбору

^оС

270

4.

Энтальпия газов на выходе из воздухонагревателя

I^’’_вп

I - диаграмма

КДж/кг

2538

5.

Температура холодного воздуха

t_х*в

^оС

30

6.

Тепловосприятие по балансу

Q^б_вп

(I^’-I^’’+*I*L)

КДж/кг

0,95*(3747-2538+0,08*227,2)=828,7

1

2

3

4

5

6

7.

Температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя

t_гв

по предварительному выбору

^оС

120

8.

Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя

I_гв

диаграмма

КДж/кг

925,5

9.

Тип воздухоподогревателя

Прил. 1 [1]

Тип Ш, площадь поверхности нагрева 166

10.

Диаметр труб

d_н

Прил. 1 [1]

мм

40*1,5

11.

Относительный шаг

поперечный

продольный

S₁

S₂

Прил. IV

1,5

2,1

12.

Отношение

^’

_вп-_вп

1,35-0,1=1,25

13.

Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя

I^’’_вп

Q^б_вп/(^’+/2)+I⁰_вх

КДж/кг

828,7/(1,25+0,08/2)+227,3=869,7

14.

Температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя

Полученная температура горячего воздуха t=115^оС, отличается от выбранной t=120^оС на 5^оС, что находится в норме

t^’’_вп

по I - таблице

^оС

115

15.

Средняя температура газов

_ср

0,5*(^’+^’’)

^оС

0,5*(400+270)=335

16.

Средняя температура воздуха

t_ср

0,5*(t^’+t^’’)

^оС

0,5*(115+30)=72,5

17.

Средняя скорость воздуха

_в

68

м/с

8

18.

Средняя скорость газов

_г

1216

м/с

12

19.

Большая разность температур

t_б

^’-t^’’

^оС

400-115=285

20.

Меньшая разность температур

t_м

^’’-t^’

^оС

270-30=240

21.

Средний температурный напор

t

(t_б-t_м)/Ln(t_б/t_м)

^оС

(285-240)/Ln(285/240)=262

22.

Секундный расход газа

V^’_г

В_р*V_г*(_ср+273)/273

м³/с

0,836*9,832*(335-273)/273=18,3

23.

Секундный расход воздуха

V^’_в

В_р*V_в*(^’_ср+273)/273

м³/с

0,836*8,162*(725-273)/273=8,63

24.

Коэффициент теплоотдачи с воздушной стороны

_к

рис. 6-5 [4]

Вт/

(м²*^оС)

72*0,9*0,88*1,02=62,7

25.

Коэффициент теплоотдачи от газов с стенке

_л

рис. 6-7 [4]

Вт/

(м²*^оС)

35*1,03*1,02=36,8

1

2

3

4

5

6

26.

Коэффициент использования воздухоподогревателя



табл. 6-3

0,7

27.

Коэффициент теплопередачи

К

*(_к*_л)/ (_к-_л)

Вт/

(м²*^оС)

0,7*(62,7*36,8)/(62,7-36,8)=16,2

28.

Тепловосприятие по уравнению теплообмена

Q^т_вп

К*Н*t/(В_р*10³)

КДж/кг

16,2*262*166/(0,836*10³)=842,7

29.

Расхождение

Q

%

100*(842,7-828,7)/842=1,6% 2%

Расчет водяного экономайзера

1.

Температура газов перед экономайзером

^’_эк

из расчета воздухоподогревателя

^оС

270

2.

Энтальпия газов перед экономайзером

I^’_эк

из расчета воздухоподогревателя

КДж/кг

2538

3.

Температура газов за экономайзером

^’’_эк

принимаем

^оС

135

4.

Энтальпия газов за экономайзером

I^’’_эк

диаграмма

КДж/кг

1320

5.

Тепловосприятие экономайзера

Q^б_эк

(I^’-I^’’+*I*L)

КДж/кг

0,96*(2538-1320+0,1*277,4)=1241

6.

Температура питательной воды

t_пв

по заданию

^оС

104

7.

Энтальпия питательной воды

I_пв

по заданию

КДж/кг

439,2

8.

Энтальпия воды за экономайзером

I_эк

I_пв+Q^б_эк*В_р/D

КДж/кг

439,2+1241*0,876/6,94=568,5

9.

Тип экономайзера

прил. V1 [4]

ЭП-646

10.

Температура воды за экономайзером

t^’’_в

табл. V1-6 [4]

^оС

136

11.

Большая разность температур

t_б

^’-t^’’_в

^оС

270-135=134

12.

Меньшая разность температур

t_м

^’’-t_пв

^оС

135-100=35

13.

Средний температурный напор

t

(t_б-t_м)/Ln(t_б/t_м)

^оС

(134-35)/Ln(134/35)=62,8

14.

Средняя температура газов

_ср

0,5*(^’+^’’)

^оС

0,5*(270+135)=202,5

15.

Длина труы

L

табл. 1V-2 [4]

м

2

16.

Средняя скорость газов



принимается 612

м/с

11

17.

Секундный расход газов

V_сек

В_р*V_г*(_ср+273)/273

м³/с

0,836*10,011*(202+273)/273=14,24

1

2

3

4

5

6

18.

Живое сечение всего экономайзера



V_сек/_эк

м²

14,24/8=1,78

19.

Коэффициент теплопередачи

k

рис. 6-4 [4]

Вт/

(м²*^оС)

25,8

20.

Типовая поверхность нагрева экономайзера

Н_эк

табл.1У-2 [4]

М²

646

21.

Расчетная поверхность нагрева экономайзера

Н_эк

Q*В_р*10³/(К*t)

м²

1241*0,816*10³/(62,8*25,8)=640

22.

Тепловосприятие ступени по уравнению теплообмена

Q_т

К*Н*t/(В_р*10^-3)

КДж/кг

25,8*646*62,8/(0,836*10³)=1252

23.

Расхождение

^%

(1252-1241)/1252*100=0,0882%

Расчет окончен

Таблица 1.12

Сводная таблица теплового расчета котлоагрегата КЕ-25-14с

№

Наименование

Обозначение

Ед. изм.

Расчетное значение

1

2

3

4

5

Тепловой баланс

1.

Распологаемая теплота топлива

Q^р_р

КДж/Кг

22040

2.

Температура уходящих газов

_ух

^oC

135

3.

Потеря теплоты с уходящими газами

q₂

%

6,25

4.

К.П.Д.



%

83,96

5.

Расход топлива

B_р

Кг/с

0,836

Топка

1.

Температура воздуха

t_в

^oC

120

2.

Теплота, вносимая воздухом

Q_в

КДж/Кг

346,6

3.

Полезное тепловыделение

Q_т

КДж/Кг

22126,4

4.

Температура газов на выходе

_т

^oC

1050

5.

Энтальпия газов на выходе

I_т

КДж/Кг

10458,7

6.

Тепловосприятие

Q_т

КДж/Кг

11202,9

Конвективный пучок

1.

Температура газов:

на входе

на выходе

^’

^’’

^oC

^oC

1050

400

2.

Энтальпия газов:

на входе

на выходе

I^’

I^’’

КДж/Кг

КДж/Кг

104587

3747

3.

Тепловосприятие поверхности нагрева

Q^б_кп

КДж/Кг

7663,1

Воздухоподогреватель

1.

Температура газов:

на входе

на выходе

^’

^’’

^oC

^oC

400

270

2.

Энтальпия газов:

на входе

на выходе

I^’

I^’’

КДж/Кг

КДж/Кг

3747

2538

3.

Температура воздуха:

на входе

на выходе

t^’_в

t^’’_в

^oC

^oC

30

115

4.

Энтальпия воздуха:

на входе

на выходе

КДж/Кг

КДж/Кг

227,2

869,7

5.

Тепловосприятие поверхности нагрева

Q^б_вп

КДж/Кг

828,7

Экономайзер

1.

Температура газов:

на входе

на выходе

^’

^’’

^oC

^oC

270

135

2.

Энтальпия газов:

на входе

на выходе

I^’

I^’’

КДж/Кг

КДж/Кг

2538

1320

3.

Тепловосприятие поверхности нагрева

Q^б_эк

КДж/Кг

1241

Расчетная невязка теплового баланса парогенератора, КДЖ/кг

Q=Q^р_р*-(Q^т_л+Q_кп+Q_эк)*(1-Q₄/100)

Q = 22040*0,8396-(11202,9+7663,1+1241)*(1-5/100)=59,7

Q/Q^р_р = 59,7/22040*100 = 0,27% 0,5%

1.8. АЭРОДИНАМИЧЁСКИЙ РАСЧЕТ

ТЯГОДУТЬЕВОГО ТРАКТА

В условиях проектируемого объекта каждый котлоагрегат должен иметь свой дутьевой вентилятор и дымосос. Основными параметрами тягодутьевых машин являются их производительность и создаваемый напор. Дымососы и вентиляторы поставляются комплектно к котлоагрегату. Нам необходимо произвести аэродинамический расчет тягодутьевого тракта и определиться: достаточно ли будет рабочих давлений вентилятора и дымососа для преодаления аэродинамических сопротивлении тракта.

В этом расчете определяются также сечения воздуховодов и газоходов. Аксонометрические схемы дутьевого тракта и тракта для удаления продуктов сгорания представлены на рис. 1.3 и рис. 1.4.

Схема дутьевого тракта

Рис. 1.3.

1-вентилятор, 2-воздухозаборник, 3-воздухоподогреватель, 4-зоны дутья

Схема тракта для продуктов сгорания

рис .1.4.

1-дымосос, 2-котлоагрегат, 3-воздухоподогреватель, 4-экономайзер,

5-циклон, 6-дымовая труба

1.8.1. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ

ДУТЬЕВОГО ТРАКТА

1. Действительное количество воздуха, необходимое для полного сгорания топлива, м³/с.

V_в =V^o*В_р*_т*(t_в+273)/273=5,83*0,836*1,35*(115+273)/273=9,35

где В_р - расчетный расход топлива. В_р=0,836 кг/с - из теплового расчета

V^o - теоретический расход воздуха для сгорания 1кг топлива

V^o=5,83 м³/кг - из теплового расчета

_т - коэффициент избытка воздуха в топке, _т=1,35

2. Скорость воздуха по тракту, м/с

=10 (принимаем)

3. Сечение главного тракта, м²

F=V_в/_в=9,35/10 = 0,935 ахв=0,95*0,95

4. Сечение рукавов к дутьевым зонам, м²

f ^‘=f /4 =0,935/4=0,234 ахв=0,4*0,6

5. Плотность воздуха при данной температуре, кг/м³

_в=^о_в*273/(273+115)=1,293*273/(273+115)=0,91

6. Сумма коэффициент местных сопротивлений по тракту воздуха:

патрубок забора воздуха =0,2; плавный поворот на 90°(5 шт.) =0,25*5=1,25; резкий поворот на 90° =l,l; поворот через короб f =2, направляющий аппарат =0,1; диффузор =0,1; тройник на проход - 3 шт. =0,35*3=1,05

=5,8

7. Потеря давления на местные сопротивления, Па

h_ме=*/2* = 5,8*10²/2*0,91=263,9

8. Сопротивление воздухоподогревателя, Па

h_вп=400

9. Аэродинамическое сопротивление топочного оборудования, Па

h_то=500

10. Полное аэродинамическое сопротивление воздушного тракта, Па

h_в=h_ме+h_вп+h_то=263,9+400+500=1163,9

11. Производительность вентилятора, м³/с (м³/ч)

Q_в=1,1*V_в=1,1*9,35=10,285 (37026) кг/с (м³/ч)

12. Полный напор вентилятора, Па

Н_в=1,2*h_в=1,2*1163,9=1396,68

13. Тип и маркировка вентилятора выбирается из табл. 1.4.1 [3]. Принимаем дутьевой вентилятор ВДН-12,5 с характеристиками: производительность 39,10 тыс. м³/ч; полное давление 5,32 кПа, максимальный К.П.Д. 83%, мощность электродвигателя А02-92-4

N=100 кВт.

1.8.2. АЭРОДИНАМИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ

ТРАКТА ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ

1. Действительное количесгво продуктов сгорания, м³/с

Vr=V_п*В_р=l0,0ll*0,836=8,37

где V_п - суммарный объем продуктов сгорания 1кг топлива = 10,011м³/кг(табл.1.7)

2. Температура продуктов сгорания за экономайзером, ^oC

_ух=135 ^oC (табл.1.10)

3. Объем продуктов сгорания перед дымососом, м³/с

V^д_г= V_г *(273+_ух)/273=8,37*(273+135)/273=12,51

4. Плотность пропуктов сгорания при соответствующих температурах, кг/м³

=273/(273+_i)

- перед дымососом _д=1,34*273/(273+132)=0,897

- перед дымовой трубой _дт=1,34*273/(273+132)=0,903

5. Средняя скорость продуктов сгорания по тракту, м/с

= 10 (принимается)

6. Сечение газоходов, м²

F=12,51/10=1,25 ахв=1,1*1,1

7. Сумма коэффициентов местных сопротивлений:

- плавный поворот на 90°(2 шт.) =7*0,25=1,75; поворот на 90° через короб =2; направляющий аппарат =0,1; диффузор =0,1; поворот на 135°(3шт.) =3*1,5=4,5; тройник на проход =0,35; выход в дымовую трубу =1,1

 =9.9

8. Потери напора в местных сопротивлениях, Па

h_ме=*/2*=9,9*10²/2*0.9 =445,5

9. Высота дымовой трубы, м

H=8О

10. Скорость газов в дымовой трубе, м/с

_д=16

11. Внутренний диаметр устья трубы, м

d_у=SQRT(12,51*2*4/(3,14*16))=2

12. Диаметр основания трубы, м

d_осн=d_у+0,02*H_тр=2+0,02*80=3,6

13. Средний диаметр трубы, м

d_ср=d_у+d_осн=(2+3,6)/2=2,8

14. Потеря напора на трение в дымовой трубе, Пa

h_тр=*H/d_ср*²/2*=0,02*80/2,80*16²/2*0,903=92,47

15. Сопротивление котлоагрегата, Па

h_к=1227

16. Самотяга в дымовой трубе, Па

h_сам=H*(_в-_г)*g=80(l,16-0,903)*9,8l=20l,7

17. Полное аэродинэмическое сопротивление тракта продуктов сгорания, Па

h=h_мс+h_тр+h_к-h_сам=445,5+92, 47+1227-201,7=1563,27

18. Расчетная производительность дымососа, м³/с (М³/2)

Q_д=1,1*V^г_д=1,1*12,51=13,81 (49702)

19. Расчетный напор дымососа, Па

H_д=l,2*h=1,2*1563,27=1876

20. Тип и маркировка дымососа выбирается по табл. 14.4 [3]. Принимаем к установке дымосос ДН-15 с характеристиками: производительность 50 тыс. м³/ч; полное давление 2,26 кПа; максимальный К.П.Д. 82%; мощность электродвигателя А02-92-6 N= 75 кВт.

2. СПЕЦЧАСТЬ

РАЗРАБОТКА БЛОЧНОЙ СИСТЕМЫ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ

В связи с реконструкцией котельной, которая заключается в переводе паровых котлоагрегатов КЕ-25 с производственного назначения на отопительно-производственное назначение, водогрейные котлы ТВГ-3 консервируются, а для получения тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение административно-бытовых зданий шахтоуправлеия и жилых домов поселка шахты «Кочегарка» в специальной части дипломного проекта разрабатывается блочная система подогревателей сетевой воды на отопление и подогревателей горячего водоснабжения, состаящая из пароводяных и водоводяных теплообменников.

Надежность работы поверхностей нагрева котельных агрегатов и систем теплоснабжения зависит от качества питательной и подпиточной воды.

Основной задачей подготовки воды в котельных является борьба с коррозией и накипью. Коррозия поверхностей нагрева котлов подогревателей и трубопроводов тепловых сетей вызывается кислородом и углекислотой, которые проникают в систему вместе с питательной и подпиточной водой.

Качество питательной воды для паровых водотрубных котлов с рабочим давлением 1,4МПа в соответствии с нормативными документами должно быть следующим:

- общая жесткость 0,02мг.экв/л,

- растворенный кислород 0,03мг/л,

- свободная углекислота - отсутствие.

При выборе схем обработки воды и при эксплуатации паровых котлов качество котловой (продувочной) воды нормируют по общему солесодержанию (сухому остатку): величина его обуславливается конструкцией сепарационных устройств, которыми оборудован котел, и устанавливается заводом изготовителем. Солесодержание котловой воды для котлов КЕ-25-14с не должно превышать 3000 мг/л.

2. 1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ВОДОСНАБЖЕНИЯ

Источником водоснабжения котельной служит канал Северский Донец-Донбасс. Вода поступает в котельную с t=5°С в зимний период.

Исходная вода имеет следующий состав, который представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Анализ исходной воды

Обозна

Единица измерения

№

Наименование

чение

мг.экв/л

мг/л

1.

Сухой остаток

C_в

-

1017

2.

Жесткость общая

Ж_о

8,6

-

3.

Жесткость карбонатная

Ж_к

4,0

-

4.

5.

6.

Катионы: кальций

магний

натрий

Ca²⁺

Mg²⁺

Na⁺

4,8

3,8

1,16

96,2

46,2

32,6

7.

Сумма катионов

Кат

9,76

175

8.

9.

10.

Анионы: хлориды

сульфаты

бикарбонаты

Cl

SO₄^2-

HCO₃^-

-

-

-

124

390

-

11.

Сумма анионов

А_Н

-

-

12.

P_н=7,5

2.2. ВЫБОР СХЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ВОДЫ

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

- величине продувки котлов;

- относительной щелочности котловой воды;

- по содержанию углекислоты в паре.

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

Продувка котлов по сухому остатку, % определяется по формуле

Р_п=(С_х*П_к*100)/(С_к.в*x*П_к)=1072*0,123/(3000-1072*0,123)*100=4,6%

где С_x - сухой остаток химически очищенной воды, мг/л,

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

Пк - суммарные потери пара; в долях паропроизводительности котельной

С_к.в - сухой остаток котловой воды, принимается по данным завода изготовителя котлов

Относительная щелочность котловой воды равна относительной щелочности химически обработанной воды, %, определяется по формуле

Щ’=40*Ж_к*100=40*4*100/1072=14,9% < 20%

где 40 - эквивалент Щ мг/л

Щ_i- щелочность химически обработанной воды, мг.экв/л, принимается для метода Na -катионирования, равной щелочности исходной воды (карбонатной жесткости).

Количество углекислоты в паре определяется по формуле:

С_уг=22*Ж_к*₀*('-")=22*4,0*0,19(0,4+0,7)=18,39 мг/л

18,39мг/л < 20мг/л

где ₀ - доля химически очищенной води в питательной;

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

'' - доля разложения НСO₃ в котле, принимается равной 0,4

Производительность цеха водоподготовки принимаем из табл. 1.5 п.44 - количество сырой воды, поступающей на химводоочистку.

Следовательно принимаем схему обработки воды путем

натрий-катионирование.

G^ц_р=G_с.в.=3,24кг/с=11,66 м³/ч

2.3. РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ

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

2.3.1. Натрий-катионитные фильтры второй ступени.

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

Принимаем к установке фильтр ФИПА 1-1, 0-6

Ду = 1000мм, Н=2м.

Количество солей жесткости полдлежащих удалению определяется по формуле:

А_п=24*0,1*G^ц_р=24*0,1*11,66=27,98 г.экв/сутки,

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

G^ц_р - производительность натрий-катионитового фильтра, м³/ч

Число регенерации фильтра в сутки:

n=A/*h*E*n_ф=27,98/0,76*2*424*1=0,04 рег/сут.

Где h - высота слоя катионита, м

 - площадь фильтрования натрий-катионитного фильтра,

=0,76м², табл.5 [3]

n - число работающий фильтров

E - рабочая обменная способность катионита,г.экв/м^

E=**E_п-0,5*g*0,1=0,94*0,82*550-0,5*7*0,1=424 г.экв/м³

где  - коэффициент эффективности регенерации принимается по табл. 5-5 [5] =0,94

 - коэффициент, учитывающий снижении обменной способности катионита по Са⁺ и Mg⁺ за счет частичного задержания катионов, принимается по табл. 5-6 [5] =0,82

E_п - полная обменная способность катионкта, г.экв/м³, принимается по заводским данным

g - удельный расход воды на отмывку катионита м³/м³, принимается по табл. 5-4 [5] g=7

0,5 - доля умягчения отмывочной воды

Межрегенерационный период работы фильтра

t =1*24/0,04-2 = 598ч

2 - время регенерации фильтра, принимаем по табл. 5-4 [5]

Скорость фильтрования

_ф=11,66/(0,76*1)=15,34м/ч

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

Q_NaCl=424*0,76*2*350/1000=225,57 кг/рег

где g - удельный расход соли на регенерацию фильтров, 350г.экв/м³ по табл. 5-4 [5]

Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию составит:

Q_н.р=Q_NaCl*100/(1000*1,2*26)=225*57*100/(1000*1,2*26)=0,72м³

где 1,2 - удельный вес насыщенного раствора соли при t =20°С

26 - 26%-ное содержание соли NaCl в насыщенном растворе при t =20°С

Расход технической соли в сутки

Q_техн= Q_NaCl*100/93=225*57*0,04*100*1/93=9,7 кг/сут

где 93 - содержание NaCl в технической соли, %

Расход технической соли на регенерацию фильтров в месяц

Q^м=Q_т*30=9,7*30=291 кг

Расход воды на регенерацию натрий-катионитного фильтра слагается из:

а) расхода воды на взрыхляющую промывку фильтра

В_в=b*z/100=30*76*60*15/1000=2,05м³

где b - интенсивность взрыхляющей промывки фильтров л/м²

принимается по табл. 5-4 [5], b=30 л/м²

z - продолжительность взрыхляющей промывки, мин.

принимается по табл. 5-4 [5], z=15

б) расхода воды на приготовление регенерационного раствора соли

В_рег=Q_NaCl*100/(1000*g*)=225,57*100/(1000*7*1,04)=3,1м³

где 100 - концентрация регенерационного раствора, принимается по табл. 5-4 [5]

 - плотность регенерационного раствора, принимается по табл. 15.6 [5], =1,04 кг/м³

в) расхода воды на отмывку катионита от продуктов регенерации:

В_отм=q**t_рег=7*0,76*2=10,64 м³

где q - удельный расход воды на отмывку катионита, принимается 7 м³/м³ по табл. 5-4 [5]

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

В_рег=2,05+3,1+(10,64-2,05)=13,74м³/рег

Расход воды в сутки в среднем составит:

В_сут=13,74*0,04 = 0,55м³/сут

2. Натрий-катионитные фильтры 1 ступени

Принимаются к установки как и для второй ступени два фильтра  = 1000мм, Н=2м.

Количество солей жесткости подлежащих удалению определяется по формуле:

A₁=24*(К₀-0,l)=24х(8,6-0,1)х11,66=2378,64 г.экв/л

где Ж- общая весткость воды, поступающая в натрий-катионитные фильтры

0,1 - остаточная жесткость после первой ступени катионирования.

Рабочая обменная способность сульфоугля при натрий-катионировани.

Е=0,74*0,82*550-0,5*7*8,6=304 г.экв/м³

Число регенерации натрий-катионитных фильтров первой ступени:

n=2378,64/(0,76*2*304*2)=2,57 рег/сут

Межрегенерационный период работы каждого фильтра

Т₁=24*2/2,57-2=16,67

Нормальная скорость фильтрации при работе всех фильтров:

_ф=11,66/(0,76*2)=7,67

Максимальная скорость фильтрации (при регенерации одного из фильтров)

_ф=11,66/(0,76*(2-1))=15,34 м/ч

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

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

Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию

Q=69,31*100/(1000*1,2*26)=0,22 м³

Расход технической соли в сутки

Q_с=69,31*257*100*2/93=383,07 кг/сут

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

Q_м=30*383,07=11492 кг/мес.

Расход воды на взрыхляющую промывку фильтра

В_пр=3*0,76*60*12/1000=2,05 м³

Расход воды на приготовление регенерационного раствора соли

В_рег=69,21*100/(1000*7*1,04)=0,95 м³

Расход воды на отмывку катионита

В_отм=7*0,76*2=10,64 м³

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

В=2,05+0,95+(10,64-2,05)=11,59 м³/рег

Расход воды на регенерацию натрий-катионитных фильтров 1 ступени в сутки

В_сут=11,59*2,57*2=59,57 м³/сут

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

в=59,57*0,55/24=2,51 м³/ч

2.4. РАСЧЕТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ

2.4.1. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Исходные данные:

1. Температура греющей воды (конденсата) на входе

в подогреватель (табл. 1.4. п.34) Т₁=165^оС

2. Температура греющей воды (конденсата) на выходе

из подогревателя (табл. 1.4 п.3З) Т₂=80^оС

3. Температура нагреваемой воды на входе

в подогреватель (табл. 1.4 п.5) t₂=70^оС

4. Температура нагреваемой вода на выходе из подо-

гревателя (табли.5 п.59) t₁=82,34^оС

5. Расчетный расход сетевой воды( табл. 1.5п .6) G=51,37кг/с

РАСЧЕТ

Принимаем к установке два водоводяных подогревателя.

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

G₁=G/2=51,37/2=25,68 кг/с

Расход греющей воды определяем из уравнения теплового баланса подогревателя:

G₁*(t₁-t₂)*C=G₂*(T₁-T₂)*C*

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

G₂=(25,68*(82,34-70))/((165-80)*0,96)=3,88 кг/с

Средняя температура греющей воды

Т_ср=(165+80)/2=122,5^оС

7. Эквивалентный диаметр межтрубного пространства

d_э=(D²-z*d²_н)/(D-z*d_н)=(0,259²-109*0,016²)/(0,259-109*0,016)=0,019559м

6. Скорость воды в трубках

_тр=G₁/(_тр*)=25,68/(0,01679*1000)=1,53 м/с

9. Скорость воды в межтрубном пространстве

_мтр=G₂/(_мтр*1000)=3,88/(0,03077*1000)=0,126 м/с

10. Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам трубок

₁=1,163*А₁*^0,8_мтр/d^0,2_э=1,163*2567,99*1,53^0,8/0,019559^0,2=1495,7 Вт/м²к

где А₁ - Температурный множитель, определяемыйп по формуле

A₁=1400+18*Т_ср-0,035*Т²_ср=1400+10*122,5-0,035*122,5²=3079,8

11. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде

₂=1,163*А₂*^0,8_тр/d^0,2_э=1,163*2567,99*1,53^0,8/0,014^0,2=9815,03 Вт/м²к

где A₂=1400+18*t_ср-0,035t²_ср=1400+l8*76,17-0,035*76,17²=2567,99

12. Коэффициент теплопередачи

К₀=1/(1/₁+б/+1/₂)=1/(1/1495,7+0,001/105+1/9815,03)=1283 Вт/м²к

где б - толщина стенок латунных трубок

 - коэффициент теплопроводности латуни

=105 Вт/мк при t =122^оС

Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:

К=К₀*m=1283*0,75=962,25 Вт/м²к

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

13. Поверхность нагрева подогревателя

Н=G₁*C*(t₁-t₂)/(K*t)=25,68*4190*(82,34-70)*0,85/(962,25*34,44)=34,06 м²

14. Количество секций подогревателя

Z=H/F_i=34,06/20,3=1,7

где F_i - поверхность нагрева одной секции водоподогревателя

Принимаем 2 секции

2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО

ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Потери напора воды в трубах

1. Внутренний диаметр трубок d_вн=0,014м

2. Длина одного хода подогревателя: L=4м

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

4. Коэффициенты местных сопротивлений для одной секции:

вход в трубки - 1

выход из трубок - 1

поворот в колене - 1,7

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

=3,7

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

h=(*Z/d_вн+)*²_тр*/2=(0,04*4/0,014+3,7)*1,53²*1000/2*2=354 МПа

где  - плотность воды, принимаем равной 1000м/м³

- количество секций подогревателя, соединенных последовательно

 - коэффициент трения

Потери напора в межтрубном пространстве

1. Эквивалентный диаметр живого сечения межтрубного пространства

d^мтр_э=0,019559м

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

3. Коэффициент местного сопротивления подогревателя по межтрубному

пространству определяем по формуле:

=13,5*_мтр/_п=0,03077/0,03765*13,5=11,03

где _п - площадь сечения подходящего патрубка

Средняя температура нагреваемой воды

t_ср=(t₁*t₂)/2=(70+82,34)/2=76,17^оС

Среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагре ваемой водой

t=(t_б-t_м)/ln(t_б-t_м)=(82,66-10)/ln(82,66/10)=34,44^оС

Где t_б - большая разность температур = 165-82,34 = 82,66 °С

t_м - меньшая разность температур = 80-70=10 °С

Для сетевой установки типа БПСВ-14 к дальнейшему расчету выписываем конструктивные данные водоводяного подогревателя 140СТ 34-588-68 3

а) внутренний диаметр корпуса Двн = 259 мм

б) наружный и внутренний диаметр трубок

d_н=16мм, d_вн=14мм

в) число трубок в живом сечении подогревателя

Z=109

г) площадь живого сечения трубок

_тр=0,01679м²

д) площадь сечения межтрубного пространства

_мтр=0,03077м²

е) поверхность нагрева одной секции

F_i=20,3м²

_п=0,03765м²

_мтр - площадь живого сечения межтрубного пространства принимаем

_м =0,03077м² 3

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

h_мтр=(0,04*4/0,019559+11,03)*(0,126²*1000)/2*2=305 Па

где L - длина одного хода подогревателя, L=4м

_мтр - скорость воды в межтрубном пространстве, _мтр=0,126м/с

(из теплового расчета водоводяного подогревателя)

=1000 - плотность воды в кг/м³

2.4.3. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО

ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Исходные данные:

- Температура греющего пара при давлении 0,7 МПа

(табл. 1.4 р.15) Т₁=165°С

- Температура нагреваемой воды на входе в подогреватель

t₂=82,34°С (табл. 1.5 п.59)

- Температуру нагреваемой воды на выходе из подогревателя

t₁=150°С (табл. 1.4 п.3)

1. Количество теплоты расходуемое в подогревателе

Q=25,68*4190*(150-82,34)*10^-6=7,28 МВт

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

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

а) поверхность нагрева Н =53,9м²

б) наружный диаметр Дн = 630мм

в) длина трубок L =3м

г) внутренний диаметр корпуса D =616мм

д) число трубок Z=392 шт.

е) диаметр латунных трубок 16мм

ж) приведенное количество трубок в вертикальном ряду Z_пр=17,8 шт.

з) площадь живого сечения межтрубеого пространства _мтр=0,219м²

и) площадь живого сечения одного хода трубок _тр=0,0151м²

Скорость воды в трубках:

_тр=25,68/(0,0151*1000)=1,7 м/с

4. Средняя температура нагреваемой воды

t_ср=(150+82,34)/2=116,2 ^оС

5. Среднелогарифмическая разность температур между паром и водой:

t=(82,66-15)/(82,66/15)=39,64 ^оС

где t_б - большая разность температур

t_б=165-82,34=82,66 ^оС

t_м - меньшая разность температур

t_м=165-150=15 ^оС

6. Средняя температура стенок трубок

t^ст_ср=(T_ср+ t_ср)/2=(165+116,2)/2=140,6 ^оС

7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок

₁=А₂*1,163/(Z_пр*d_н*(T-t^ст_ср))=4*8352,6*1,163/(17,8*0,016*(165-140,6))=5983 Вт/м²к

где А₂ - температурный множитель, определяемый по формуле

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

8. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок кводе:

₂=А₁*1,163*^0,8_тр/d^0,2_вн=3019*1,163*1,7^0,8/0,014^0,2=12602 Вт/м²к

где A₁ - температурный множитель ,определяемый по формуле

A₁ = 1400+18*t_ср-0,035*t²_ср=1400+18*116,2-0,035*116,2²=3019

9. Коэффициент теплопередачи

К₀=1/(1/₁+0,001/+1/₂)=1/(1/5983+0,001/105+1/12602)=3914 Вт/м²к

Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:

К=3914*0,75 = 2935,5 Вт/м²к

где 0,75- поправочный коэффициент на загрязнение и неполное

смывание поверхности нагрева, m = 0,75

10. Поверхность нагрева пароводяного подогревателя

H=7,28*10⁶/(2935,5*39,64)=62,56 м²

11. Количество подогревателей

Z=60,4/53,9=1,16

Принимаем 2 рабочих

2.4.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО

ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Потери напора в трубках пароводяного подогревателя определяются по формуле:

h=h_тр+h_мс=(*L/d_э*Z+)*_тр*/2=(0,04*3/0,014*4+13,5)*1,7²*1000/2=69050 Па

где h_тр - потери напора на трение

h_мс - потери напора на местные сопротивления

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

-плотность воды, 1000 кг/м³

L - длина одного хода пароводяного подогревателя, принимаем 3м

Z - количество ходов подогревателя, в данном дипломном проекте расчитывается четырехходовой пароводяной подогреватель

 - сумма коэффициентов местных сопротивлений.

Коэффициент местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя

вход в камеру - 1,5

вход из камеры в трубки 1х4 - 4

выход из трубок в камеру 1х4 - 4

поворот на 180^o в камере - 2,5

выход из камеры - 1,5

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

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

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

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

3.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1. Годовая выработка тепловой энергии, ГДж

Q^выр_г=Q^г_тп+Q_сн (3.1)

где Q^г_тп - годовая отпущенная тепловая энергия,

Q_сн - годовой расход тепловой энергии на обственные нужды котельной, Q_сн = 15*Q_от

Q^г_тп=Q^оп_ов*n_оп*3,6+Q^з_гв*n_оп*3,6+Q^л_гв*(8400-n_оп)*3,6+Q^л_тех*(8400-n_оп)*3,6+Q^з_тех*n_оп*3,6 (3.2)

где n_оп - число часов отопительного периода, n_оп=4320( табл. 1.1)

Q^з_гв - расчетный расход тепловой энергии в зимний период, Q^з_гв = 1,36 МВт (табл. 1.2)

Q^л_гв - то же в летний период, Q^л_гв = 0,963 МВт (табл. 1.3)

Q_тех - расход тепловой энергии на технологию в зимний и летний периоды

Q^з_тех = 11,69 МВт, Q^л_тех = 1,24 МВт (табл.1.3)

Q^оп_ов - расход тепловой энергии за отопительный период на отопление и вентиляцию, МВт

Q^оп_ов= Q^р_ов*(t_вп-t^ср_оп)/(t_вп-t_ро)=15,86*(18+1,6)/(18+24)=7,4

Q^г_опт - годовая отпущенная тепловая энергия

Q_сн - годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной Q_сн=0,15*Q_от

Тогда:

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

Q^г_выр=350396+0,15*350396=402955,4 ГДж/г

2.Годовой расход топлива, т/год

уголь

В_г=К_пт^х * Q^г_выр / _ку * Q^р_н

где К_пт – коэффициент, учитывающий потери топлива для угля - К_пт =1,07; для газа дегазации К_пт =1,05

_ку - к.п.д. брутто котельной, для угля _ку =83,96%, для газа _ку =0,93

-при сгорании каменного угля В^к_т=1,07*402955,4/0,8396*22040=25298 т/г

-при сгорании газа от дегазации В^г_т=1,05*402955,4*10⁶/0,93*39750=11,44*10⁶ м³/год

3.Стоимость угля по фабрике 101,6 грн за 1т

Стоимость газа дегазации 84,4 грн. за 10³ м³

4.Цена за воду 0,560 грн. за 1м³ для шахтных котельных

5.Цена за 1 кВт/ч потребляемой электроэнергии

С_д=0,06 грн., а за 1 кВт установленной мощности С_д=0,07 грн.

6.Штатное расписание котельной при работе:

на угле – 22 человека, в том числе ИТР – 3 чел., рабочих – 17 чел., механизаторы – 2 чел.

на газе дегазации – 18 чел., в т.ч. ИТР – 3 чел., рабочих – 15 чел., механизатор – 1 чел.

7.Годовые амортизационные отчисления:

-по зданиям и сооружениям – 5,5%

-по оборудованию – 12,5%

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

9.Установленная мощность котлоагрегатов. Q_уст=28,91 МВт (табл. 1.3)

10.Годовой расход воды, м³

С_в^г=С^з_св*n_оп+С^л_св(8400-n_оп)

где С_в^г ,С^з_св – расход воды в зимний и летний периоды (табл. 1.5. п.44), м³/ч

С_в^г=11,66*4320+4,03(8400-4320)=66813,6 м³/ч

11.Установленная мощность токоприемников, кВа

N_у=Э_уд*Q_уст

где Э_уд - удельная установленная мощность электродвигателей, кВт/МВт.

При Q_уст = 28,91 МВт по табл. 10.6

для каменного угля Э_уд = 12,4 кВт/МВт и

для газа дегазации Э_уд = 13,05 кВт/МВт

Тогда установленная мощность токоприемников, кВа

при сгорании каменного угля

N^у_у = 12,4 * 28,91 = 358,5

и при сгорании газа (метана) от дегазации

N^г_у = 13,05 * 28,91 = 377,28

12. Расход электроэнергии, кВт/год

Э_г=N_у*К^и*Т

Э^у_г=358,5*0,7*3872=971,678*10³ кВт*ч

13. Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке

Т=Q^г_вых/(Q_уст*3,6)=402955,4/(28,91*3,6)=3872

3.2. РАСЧЕТ ДОГОВОРНОЙ СТОИМОСТИ

СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ

В табл. 3.1 приведены капитальные затраты производственно-отопительной котельной с двумя паровыми котлоагрегатами КЕ-25 для закрытой системы теплоснабжения. Здание котельной из железобетонных панелей. В табл. 3.1 приведены цены 1984г.

Таблица 3.1

Сводка затрат на строительство котельной

Затраты, тыс. руб.

№

Наименование работ и затрат

Строитель-ные работы

Монтажные работы

Оборудова-ние

Всего

1

2

3

4

5

6

1.

Общестроительные работы по зданию котельной

34,64

-

-

34,64

2.

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

2,734

-

-

2,734

3.

Теплоизоляция оборудованияи трубопроводов

1,116

-

-

1,116

4.

Работы по газоходам, воздуховодам, фундаментам

2,468

-

-

2,468

5.

Приобретение и монтаж оборудования котельного цеха

-

14,68

398,48

413,16

6.

Автоматизация котельной

-

1,14

44,56

45,70

7.

Работы по водоподготовительному

отделению, в т.ч. склады реагентов

2,46

-

-

2,46

1

2

3

4

5

6

8.

Приобретение и монтаж электрооборудования

-

2,86

48,68

51,54

9.

Монтаж водоподготовительного

отделения

-

3,14

67,44

70,58

10.

Работы по топливоподаче

3,122

-

31,14

34,26

11.

Монтаж топливоподачи

-

2,03

67,44

70,58

12.

Работы по дымовой трубе

6,48

-

-

6,48

13.

Внутриплощадочные санитарно-

технические сети

1,6

1,12

22,48

25,20

14.

ИТОГО

54,64

24,97

612,78

692,19

15.

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

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

82,834

37,809

1856,72

1977,36

На основании денных таблицы 3.1 производим расчет договорной цены. В целях большей наглядности базисная стоимость строительномонтажных работ в составе договорной цены определена отдельно по каждой составляющей строительной части и монтажной. Расчет договорной цены приведен в таблице 3.2.

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

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

Таблица 3.2

Расчет договорной цены на строительство котельной

Стоимость работы, тыс. грн при работе:

№

Наименование затрат

Обоснование

на угле

на газе от дегазации

1

2

3

4

5

1.

Базисная сметная стоимость строительно-монтажных работ

табл. 3.1 п.16

120,64

157,04

2.

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

403,59

2.1

- приобретение материалов, изделий и конструкций по договорным ценам

257% от п.1

310,04

47,74

2.2

- увеличение зарплаты работников строительства

30,4% от п.1

36,67

5,81

2.3

- отчисления в фонд Чернобыля

3,7% от п.1

4,46

1,41

2.4

- отчисления в фонд занятости

0,9% от п.1

1,08

17,59

2.5

- отчисление на соцстрах

11,2% от п.1

13,51

17,59

2.6

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

11,9% от п.1

14,36

18,69

2.7

- удорожание автотранспортных перевозок

18,6% от п.1

22,44

29,21

2.8

- удорожание железнодорожного транспорта

6,6% от п.1

7,96

10,36

2.9

- удорожание электроэнергии

3,7% от п.1

4,46

5,81

2.10

- удорожание тепловой энэргии

1,1% от п.1

1,33

1,73

2.11

- удорожание на перевозки рабочих

6,6% от п.1

7,96

10,36

2.12

- увеличение затрат на вневедомственную охрану

1,4% от п.1

1,96

2,20

2.13

- увеличение затрат на услуги связи

0,3% от п.1

0,36

0,47

2.14

- увеличение средств, связанных с командировочными расходами

0,4% от п.1

0,48

0,63

1

2

3

4

5

3.

Итого затраты и доплаты

сумма п.п.1,2

547,44

712,64

4.

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

1% от п.3

5,47

7,13

5.

Затраты на развитие собственной базы подрядных организаций

10% от п.3

54,74

71,26

6.

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

10% от п.3

54,74

71,26

7.

Итого по п.п.3,4,5,6

662,39

862,29

8.

Итого с учетом надбавки на добавленную стоимость

20% к п.7

794,87

1034,75

3.3. ОПРЕДЕЛЕИЕ ГОДОВЫХ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ

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

а) Расходы на топливо

С_т = В_г * C_т *10^-3₂, тыс.грн ./год (3.5)

где В_г - годовой расход топлива, т/год (тыс.м³/год)

С_т - цена единицы топлива, грн/т (грн/тыс.м³)

При работе на угле

С^у_т =25298*101,6*10^-3=2570,28

При работе на газе-дегазации

С^г_т = 11,44 * 10³ * 84,4 * 10^-3 = 965,54

б) Расходы на электроэнергию

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

С_э=(Э_г*С_э+N_у*С^‘_э/cos)*10^-3 , тыс.грн/год (3.6)

где Э_т - фактически полученная электрическая энергия, кВт. ч;

N_у - установленная мощность, кВ.А

cos - коэффициент спроса; cos=0,95

C_э,С^’_э - соответственно тариф 1 кВт.ч потребляемой энергии и 1 кВ.А оплачиваемой мощности трансформаторов.

С^у_э=971,678*0,06+358,5*0,07/0,95=84,7 тыс.грн./год

С^г_э=1022,6*0,06+377,8*0,07/0,96=89,2 тыс.грн./год

в) Расход на воду

С_в=С^год_в*С_е*10^-3, тыс.грн./год (3.7)

где С^год_в - годовой расход воды котельной м³/год

С_е - стоимость воды грн./м³

С_в - 66813,6*0,56*10^-3=37,416 тыс.грн./год

г) Расход на заработную плату

С_з.п=n*А_ср*12*10^-3 тыс.грн./год (3.8)

где n - штатное расписание котельной, чел

12 - число месяцев

А_ср=средние месячные выплаты

С^у_з.п=22*170*12*10^-3=35,64 тыс.грн./год

С^г_з.п=14*170*12*10^-3=22,68 тыс.грн./год

д) Амортизационные отчисления

С_а=(К_с*А_с+ К₀*А₀), тыс.грн./год (3.9)

где К_с,К₀ - соответственно затраты на строительство и оборудование (табл. 3.1) тыс.грн

А_с,А₀ - соответственно коэффициенты отчислений от затрат на строительство и монтаж оборудования, %

С^у_а = 794,87*0,055+1856,72*0,125=275,81 тыс.грн./год

С^г_а = 1034,75*0,055+1872,92*0,125=291,02 тыс.грн./год

е) Расходы на текущий ремонт

С_тр=0,2*С_а, тыс.грн./год (3.10)

С^у_тр=0,2*275,81=55,16

С^г_тр=0,2*291,02=58,20

ж) Общекотельные и прочие расходы, тыс.грн./год

С_пр=0,03*(С_т+С_э+С_е+С_а+С_з.п+С_тр) (3.11)

Тогда годовые эксплуатационные затраты, тыс.грн./год

С_г=1,03*(С_т+С_э+С_е+С_а+С_з.п+С_тр)

С^у_г=1,03*(2570,28+84,7+37,416+275,81+35,64+55,16)=3150,78

С^г_г=1,03*(965,54+89,2+37,416+291,02+22,68+58,20)=1507,98

3.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА

Для определения годового экономического эффекта от перевода котельной с сжигания твердого топлива (каменного угля) в слое на сжигание газа, получаемого путем дегазации шахтных газов необходимо определить себестоимость вырабатываемой тепловой энергии на этих видах топлива.

С=С_г/Q^г_выр, грн/ГДж (3.13)

где С_г – годовые эксплуатационные затраты при соответствующем топливе, тыс.грн/год

Q^г_выр – суммарное количество вырабатываемой тепловой энергии за год

С^у=3150,78*10³/402955=7,82 грн/ГДж

С^г=1507,98*10³/402955=3,74 грн/ГДж

Экономический эффект от перевода котельной с каменного угля на газ от дегазации оценивается также приведенными затратами, тыс.грн.

З_норм=К+Т_норм С_г (3.15)

где К – капитальные вложения, тыс.грн

Т_норм – нормативный срок окупаемости,

С_г – годовые эксплуатационные затраты, тыс.грн/год

Для энергетических объектов в случае применения новой техники

Т_норм =6,7 года, а для обычных Т_норм =8,4 года

З^у_норм=794,87+8,4*3150,78=27161 тыс.грн

З²_норм=1034,75+6,7*1507,98=10108,72 тыс.грн

Из приведенных вычислений приведенных затрат следует, что работа котельной на газе от дегазации шахтных газов экономически эффективнее.

З^у_норм-З²_норм=27261,42-10108,72=17152,70 тыс.грн

4. Т М 3 P

МОНТАЖ СЕКЦИОННЫХ ВОДОНОДОНАГРЕВАТЕЛЕЙ

4.1. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

До монтажа блока водоподогревателей на проектируемой котельной должны быть выполнены следующие мероприятия:

- оставлен монтажный проем в перекрытии помещения установки подогревателей;

- подготовлено фундаметное основание с установленными болтами и гайками, а также металлический кронштейн-каркас для крепления подогревателя;

- зона монтажа должна быть освобождена от посторонних предметов и лишних материалов;

- устроено освещение и оборудовано место подключения сварочного трансформатора.

4.2. ЗАГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

Транспортабельный блок водоподогревателей представляет собой набор секций подогревателя, обвязанных узлами измерения и регулирования и смонтированных на раме-подставке. Стойки рамы имеют петли для строповки при погрузочно-разгрузочных работах. Блок изготавливается на заготовительном предприятии монтажной организации.

После окончания сборки блок подвергается на заготовительном предприятии гидростатическому испытанию в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Приборы КИП и автоматизации, предназначенные для установки на блоках, поставляются на котельную вместе с блоком в таре, соответствующей правилам упаковки предприятия-изготовителя этих изделий.

Штуцера, бобышки, а также присоединительные концы трубопроводов на период транспортировки и хранения блока закрываются пробками или заглушками.

4.3. ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫЕ РАБОТЫ

Изготовленный, собранный в блок из секций и испытанный на заготовительном предприятии монтажной организации водоподогреватель грузится в автомобиль, доставляющий его к месту монтажа, существующими в цехе сборки грузоподъемными механизмами: тельфером, карнбалкой или лебедкой через промежуточный блок. При погрузке необходимо соблюдать требования такелажных работ, которые предусматривают обеспечение исправности и целостности водоподогревателя. После погрузки водоподогревателя в автомобиль его необходимо закрепить, чтобы при транспортировке он не получил повреждений. Блок водоподогревателя доставляется на объект монтажа вместе с сопровождающей документацией: монтажные чертежи с детализацией отдельных узлов и деталей; комплектующаю ведомость с наименованием деталей и их размеров; акты заводских испытаний.

Доставленные водоподогреватели принимаются по акту. Для разгрузки водоподогревателя, а также его монтажа, используется автомобильный кран МКА-16.

В качестве грузозахватных приспособлений используется съемные гибкие стальные канаты (стропы), которые соответствуют необходимой грузоподъемности; удобной строповки; надежности захвата; недопустимости повреждения водоподогревателя.

4.4. ТЕХНОЛОГИЯ МОНТАЖА

Установка блока водоподогревателя производится автокраном МКА-16 "с колес" в соответствии с проектом производства работ (ППР) и графиком совмещенных работ, согласованных с генподрядчиком.

Последовательность рабочих операций при монтаже транспортабельного блока водоподогревателя:

- строповка;

- подъем блока краном;

- установка блока на фундаментное основание;

- закрепление блока к фундаментным болтам гайками;

- присоединение блока к трубопроводам теплоснабжения (пара,конденсата) и водоснабжения на сварке;

- установка регулирующего клапана на месте фланцевого патрубка;

- установка термометров и манометров.

Работы по монтажу блоков водоподогревателей выполняет звено в составе трех человек.

4.5. ИСПЫТАНИЕ И ПУСК ВОДОПОДОГРЕВАТЕЛЯ В РАБОТУ

Перед испытание смонтированного водоподогревателя проводится контроль качества применяемых материалов, трубной заготовки, соответствие их техническим условиям,ГОСТам, проектным типам и марка.

Осуществляется внешний осмотр оборудования на предмет отсутствия дефектов,законченности монтажа. Проверяется визуально качество сварных швов, прочность и плотность резьбовых и фланцевых соединений при установке КИП и регулирующего клапана.

Для проверки прочности и плотности производят гидравлические испытания водоподогревателя. Водоподогреватели испытываются давлением равным 1,25 рабочего, но не менее (рабочее давление +0,3)МПА отдельно для нагреваемой и нагревающей части в течении 5 мин., а после оно снижается до максимального рабочего. Падение давления в течении 5 мин. под пробным давлением должно быть не более 0,02МПа.

При испытании водоподогревателя на плотность воздухом все соединения обмазывают мыльной эмульсией и по выявлению мыльных пузырей судят о неплотности соединений.

Водоподогреватели по окончании монтажных работ и испытаний на прочность и плотность принимаются Государственной комиссией, или ведомственной.

После принятия Государственной или ведомственной комиссией производится комплексное испытание водоподогревателя в течении 72 ч. при проектных параметрах теплоносителя и номинальной производительности. Об окончании комплексного испытания составляется акт, к которому прилагается ведомость дефектов, выявленных при опробывании.

4.6. ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТЫ ПРИ МОНТАЖЕ

Потребность в оборудовании, инструментах и приспособления при монтаже водоподогревателя приведена в таблице 4.1.

Таблица 4.1.

Ведомость инструментов

№№ пп

Наименование

Марка, ГОСТ, ТУ

Кол-во шт.

Техническая характеристика

1

2

3

4

5

1.

Молоток слесарный

ГОСТ2310-77

1

Масса 0,8кг

2.

Зубило слесарное

ГОСТ17211-82

1

=0,2м

3.

Рулетка измерительная металлическая

ГОСТ7502-80

1

Цена деления 1мм

4.

Уровень строительный

ГОСТ9416-83

1

=0,3м

5.

Отвес

ГОСТ17948-80

1

-

6.

Ключ трубный рычажный

ГОСТ18981-82

1

-

7.

Ключ гаечный двусторонний 24х27

ГОСТ2839-80

2

М 16х18

8.

Набор инструмента электросварщика ЭНИ-300

ТУ 36-1162-81

1

9.

Сварочный трансформатор ТС-300

-

1

10.

Кабель сварочный (75м)

ГОСТ6731-77

1

1х50мм²

11.

Кабель силовой (20м)

ГОСТ13497-77

1

3х6мм²

12.

Щиток электросварщика

ГОСТ12.4.035-78

1

13.

Строп канатный с крюком

4

=1.6м

4.7. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ МОНТАЖЕ ВОДОПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Работу по монтажу водоподогревателей необходимо вести согласно ППР, обратив особое внимание на его безопасное перемещение краном (строповка, подъем, опускание в монтажный проем, установка на фундамент, расстроповка, подъем крюка и строп через монтажный

проем).

Сварочные аппараты должны быть занулены или заземлены, а в нерабочее время обесточены.

При работе трубными гаечными ключами нельзя надевать отрезки труб на ручки ключей и применять металлические подкладки под губки ключей.

5. А В Т О М А Т И К А

АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ И ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ КОТЛОАГРЕГАТА КЕ-25-14С

Проектом предусмотрено автоматическое регулирование основных технологических процессов с применением регулирующих приборов системы "Контур" с электрическими исполнительными механизмами (ИМ) типа МЗОК, выпускаемыми Московским заводом тепловой автоматики (МЗТА). Предусмотрено дистанционное управление ИМ со щита управления.

Для котлоагрегата предусмотрено регулирование процесса горения и поддержание постоянного уровня в барабане котла. Регулирование процесса горения осуществляется тремя регуляторами: (топлива,воздуха и разрежения).

Регулятор топлива получает импульс по давлению в барабане котла и изменяет расход топлива к котлу, поддерживая давление пара в барабане заданным.

Регулятор воздуха, работающий по схеме "топливо-воздух",получает импульсы от датчика перемещения ИМ регулятора топлива и по перепаду на воздухоподогревателе и изменяет расход воздуха к котлу.

Регулятор разрежения получает импульс по разрежению в топке и поддерживает его постоянным.

Регулятор уровня получает импульс по уровню в барабане котла и, изменяя расход питательной воды, поддерживает уровень в барабане котла постоянным.

Для вспомогательного оборудования предусмотрены следующие регуляторы:

1. Давление пара в питательном деаэраторе. Регулятор получает импульс по давлению в деаэраторе и воздействует на изменение расхода пара к деаэратору, поддерживая давление пара в нем постоянным;

2. Уровня воды в питательном деаэраторе. .Регулятор получает импульс по уровню в деаэраторе и воздействует на изменение расхода химочищенной воды к деаэратору, поддерживая уровень в баке постоянным;

3. Давление в питательной магистрали. Регулятор получает импульс по давлений в питательной магистрали перед котлами и воздействует на изменение расхода питательной воды в линии рециркуляции, поддерживая давление в питательных магистралях постоянным;

4. Давление пара за РУ. Регулятор получает импульс по давлению пара за РУ и воздействует на изменение расхода пара, поддерживая давление пара за РУ постоянным;

5. Давление пара и уровня в деаэраторе горячего водоснабжения, работающие по схемам аналогичным деаэратору питательной воды (см.п.п.1.2.);

6. Температуры прямой сетевой воды. Регулятор получает импульс по температуре воды в подающей магистрали и изменяет расход из обратной линии теплосети в прямую, поддерживая заданную температуру в теплосети;

7. Подпитки тепловой сети. Регулятор получает импульс по давлению воды в обратной линии теплосети и воздействует на изменение расхода подпиточной воды, поддерживая постоянным давление обратной сетевой воды;

8. Уровня воды в пароводяных подогревателях сетевой установки. Регулятор получает импульс по уровню конденсата и воздействует на изменение расхода конденсата, поддерживая уровень в подогревателях постоянным - регулятор прямого действия;

9. Давления циркуляционной воды сети горячего водоснабжения. Регулятор получает импульс по давлению в обратном трубопроводе и воздействует на изменение расхода воды в баки-аккумуляторы, поддерживая давление в обратном трубопроводе постоянным - регулятор прямого действия.

Схема защиты котла обеспечивает отключение тягодутьевых установок и пневмомеханических забрасывателей:

- при понижении давления воздуха под решеткой;

- при уменьшении разрежения в топке;

- при отклонении уровня воды в барабане;

- при исчезновении напряжения в цепях защиты.

Схема предусматривает запоминание первопричины аварийной

остановки котла и приведение схемы в исходное состояние кратковре-

менным включением тумблера "Т".

При отклонении контролируемого параметра от заданного значения или несоответствия положения ключа управления и рабочего состояния электропривода загорается соответствующий световой сигнал, который сопровождается звуковым сигналом. Схема технологической сигнализации обеспечивает повторность действия звукового сигнала.

Типы и размеры щитов управления приняты по ОСТ-36.13-76 "Щиты и пульты автоматизации производственных процессов".

В качестве щита управления котла предусматривается щит типа Щ-КЕ серийно изготовляемый МЗТА, этот щит комплектуется регуляторами, приборами и электроаппаратурой в соответствии с заводской инструкцией, прилагаемой к каждому щиту.

Питание приборов осуществляется однофазным током напряжением  220в, а ИМ-380/220В, предусмотрено АВРпитание.

Таблица 5.1

Заказная спецификация приборови средств автоматизации

№ пп

№ позиции технологич схемы

Наименование и техническая характеристика оборудования

Тип, модель

Кол-во по проекту

Завод изготовитель

На один агрегат

На все агрегаты

1

2

3

4

5

6

7

1

10

Термометр сопротивления платиновый одинарный. Монтажная длина 800мм. Материал защитной арматуры ст.0Х13

Термометр

ТСП-5071 1320-80

-

2

2

4

Луцкий приборостроит. завод

Поставляется комплект

2

8

Тягонапорометр дифференциальный жидкостный на две точки измерения: шкала 0250 кгс/м²

ТЖД-2- -250

1

2

Голынский з-д “ стеклоприбор ”

3

9,10,11

Тягонапорометр дифференциальный жидкостный на одну точку измерения: шкала (0160 кгс/м²) (0-1600 Па)

ТЖД-1- -160

1

2

Голынский з-д “ стеклоприбор ”

4

12

Тягонапоромер дифференциальный жидкостный на одну точку измерения шкала (0160 кгс/м²) (0-1600 Па)

ТЖД-1- -160

4

8

Голынский з-д “ стеклоприбор ”

5

24

Манометр

ОБМ1-160х25

1

2

Томский манометр. завод

1

2

3

4

5

6

7

6

14

Манометр электроконтактный шкала 016 кгс/м²

ЭКМ–IУх16

1

2

- “ -

7

28

Дифманометр-расходомер сильфонный самопишущий с дополнительной записью давления. Шкала 032 т/ч

ДСС-732Н

1

2

Завод “Теплоконтроль” г. Казань

8

29

Диафрагма камерная с одной парой отборов Д_вн=207мм

Конденсационный сосуд (комплектно с запорной арматурой) ГОСТ 14318-73

ДК16-200-П-а/б-5

2

1

2

2

4

- “ -

- “ -

9

18

19

Реле искробезопасного контроля сопротивления с электродом типа ДУ. Питание – 220в.

ИКС-2Н

2

4

Завод шахтной автоматики г. Константиновка

10

18а

Реле искробезопасного контроля сопротивления с двумя электродами типа ДУ. Питание – 220в.

ИКС-2Н

1

2

- “ -

11

21

Дифманометр мембранный бесшкальный. Перепад давления (630 кгс/м²) 6300 Па

ДМ

(3573)

1

2

Завод “Ма-нометр” г.Москва

12

22

Газоанализатор химический

ГХП -2

-

1

Завод “Лаборприбор” г.Клин

13

30

Термометр Б 90^o №1-1^o-220-450

Гидростатический уровнеметр

-

1

1

2

2

Клинский термометровый з-д

1

2

3

4

5

6

7

14

14

Манометр

ОБМ-1-160х16

-

1

Томский манометровый завод

15

4а

Пускатель магнитный 220в. регулирование топлива

ПМЕ-111

2

Завод “Ильмарене” г.Таллин

16

5б

Регулирование подачи воздуха. Пускатель магнитный 220в.

ПМЕ-111

-

2

-“-

6. Охрана труда в строительстве.

В современных котельных не менее 80% оборудования монтируют методом сборки укрупненных блоков. На специальной сборочной площадке отдельные элементы каркаса, поверхностей нагрева и т.д. собирают в крупные однотивные блоки. Затем блоки поднимают и устанавливают в положение предусмотренное проектом.

Монтаж связан с подъемом и перемещением громоздких и нетранспортабельных узлов, блоков. Все подъемно-транспортные работы на монтаже механизируются. Для этого применяется автокран и пневмоколесный кран. Монтажную площадку ограждают сплошным ограждением. Материалы хранят в специально отведенных местах. Дороги свободны для проезда. Входы,переходы и выходы свободны и безопасны. Проходы в опасных местах настилают из досок. Настилы обязательно снабжают перилами. Монтаж технологического оборудования выполняется в соответствии с проектом производства монтажных работ.

При  =88м обеспечивается защита здания котельной от удара молнии.

Молниеприемник изготавливается из стали. Соединение молниеприемника с токоотводом сварное. Соединение заземляется с токоотводом,также сварное.

6.1. Охрана труда при монтаже энергетического и технологического оборудования в котельной

На участке, где ведутся монтажные работы не производятся другие работы.

Очистка,подлежащих монтажу элементов конструкций от грязи и наледи производится до их подъема.

Запрещается подъем сборных железобетонных конструкций, не имеющих монтажных петель или меток, обеспечивающих их правильную строповку и монтаж.

Применяемые способы строповки элементов конструкций и оборудования обеспечивают их подачу к месту установки в положении, близком к проектному.

Люди, на элементах конструкций и оборудования, находящихся на весу, отсутствуют.

Элементы монтируемых конструкций или оборудования во время перемещения удерживаются от вращения и раскачивания гибкими оттяжками.

При производстве монтажных (демонтажных) работ в условиях действующего предприятия эксплуатируемые электросети и другие действующие инженерные системы в зоне работ, как правило, отключаются и закорачиваются. Оборудование и трубопроводы освобождены от взрывоопасных, горючих и вредных веществ.

При производстве монтажных работ для закрепления технологической и монтажной оснастки используются оборудование и трубопроводы, а также технологические и строительные конструкции с согласованием с лицами, ответственными за правильную их эксплуатацию.

При надвижке конструкций и оборудования лебедками грузоподъемность тормозных лебедок должна быть равна грузоподъемности тяговых, если иные требования не установлены проектом.

Распаковка и расконсервация подлежащего монтажу оборудования производится в зонах, отведенных в соответствии с проектом производства работ, и осуществляется на специальных стеллажах или подкладках высотой не менее 100мм. При расконсервации оборудования не допускается применение материалов со взрыво- и пожароопасными свойствами.

Укрупнительная сборка и доизготовление подлежащих монтажу конструкций и оборудования (нарезка резьбы на трубах,гнутье труб, подгонка стыков и тому подобное) должны выполняться, как правило, на специально предназначенных для этого местах.

В процессе выполнения сборочных операций, совмещения отверстий и проверка их совпадения в монтируемых деталях производится с использованием специального оборудования. Проверять совпадение отверстий в монтируемых деталях пальцами рук не допускается.

При монтаже оборудования должна быть исключена возможность самопроизвольного или случайного его включения.

При перемещении оборудования расстояние между ним и выступающими частями смонтированного оборудования или других конструкций должны быть по горизонтали не менее 1м, по вертикали - 0,5м.

При монтаже оборудования с использованием домкратов должны быть приняты меры, исключающие возможность перекоса или опрокидывания домкратов.

Анализ и предотвращение проявления потенциальных опасностей при монтаже оборудования в котельной

Таблица 6.1

№ пп

Наименование потенциальных опасностей

Харктер и обьекты проявления потенциальных опасностей

Принятые в проекте мероприятия по предотвращению проявления потенциальных опасностей

1

Падение груза при перемещении

Разрушение обьектов, травмирование и гибель людей

Применение исправнных стропов, обозначения мест крепления грузов, соответствие грузоподьемности крана весу поднимаемого оборудования, ограждение опасной зоны.

2

Опрокидывание грузоподьемных механизмов

Разрушение обьектов, травмирование и гибель людей

Прекращение работы крана при скорости ветра более 15 м/с, предельной величиной угла наклона крана не более 3⁰

3

Использование электрического тока

Возможность электротравм, пожаров

Применение индивидуальных средств защиты, наличие защитного заземления, исправная изоляция на проводах

4

Работа на высоте

Возможность падения людей с высоты, падение грузов

Применение монтажных поясов, касок, устройство перил и ограждений.

Не допускается использовать непринятые в эксплуатацию в установленном порядке электрические сети и энергетическое оборудование. Эксплуатируется после принятия в установленном порядке.

Не допускается производить работы или находиться на расстоянии менее 50м от места испытания воздушных выключателей.

Предохранители цепей управления монтируемого аппарата должны быть сняты на всё время монтажа.

При необходимости подачи оперативного тока для опробывания электрических цепей и аппаратов на них следует установить предупредительные плакаты,знаки или надписи, а работы, не связанные с опробованием, должны быть прекращены и люди, занятые на этих работах,выведены.

Подача напряжения для опробования электрооборудования производится по письменной заявке ответственного лица электромонтажной организации (мастера или прораба), назначенного специальным распоряжением.

На монтируемых трансформаторах выводы первичных и вторичных обмоток должны быть заземлены и закорочены на все время проведения электромонтажных работ.

Электромонтажные работы в действующих электроустановках, как правило, должны выполняться после снятия напряжения со всех токоведущих частей, находящихся в зоне производства работ,их отсоединения от действующей части электроустановки,обеспечение видимых разрывов.

Падение груза при перемещении может произойти при неисправности стропов, при несоответствии грузоподьемности крана весу поднимаемого оборудования.

Опрокидывание грузоподьемных механизмов может произойти при крене механизмов более 3⁰ и порывах ветра более 15 м/с, из-за плохого крепления опор, если поднимаемый груз больше нормы.

При работе на высоте необходимо использовать страховые пояса и средства защиты.

3. РАСЧЕТ CTPОПОВ

Грузоподъемность стропов определяется разрывным усилием каната с учетом количества ветвей и коэффициента запаса прочности. При вертикальном положении стропов допустимое усилие в каждой ветви определяется по формуле:

S_b=(Q/mk)*q, H [кгс]

где S_b - допустимое усилие в ветви стропа, H [кгс]

Q - вес поднимаемого груза, кг

m - число ветвей стропов, шт.

k - коэффициент запаса прочности каната

Производится расчет стропов для разгрузки труб диаметром З00 мм, общая длина труб 36м, масса труб составит 1944кг.

Принимаем общий вес поднимаемого груза 2000 кг, тогда m =4, k=6

S_b=(2000/4*6)*10=83 Н

При наклонном положении стропа его грузоподъемность снижается, так как с увеличением угла наклона стропа увеличивается усилие в поднимаемом элементе. В этом случае усилие каждой ветви стропа определяется по формуле

S=1/cos(x)*Q/m=(K*Q/M)*g

где K - коэффициент,зависящий от угла наклона стропа

K=2,0 при угле наклона стропа x=60°

S=(2.0*2000/4)*10=10000 Н

Длину ветви стропа определяем по формуле:

C=

где h - высота треугольника; определяемого ветвями стропа, м

b- расстояние между точками крепления стропа по диагонали, м

Разрывное усилие стропа 10000 Н при угле 60⁰ с учетом этого значения по ГОСТу 3071-80 устанавливаем, что диамерт стропа ЛКЗ 21 мм, а площадь сечения 161,13 мм²

Безаварийный подьем груза, длиной 36м и массой 1944 кг стропом может служить 4х ветьевой канат типа ЛКЗ с d=21мм и F=121.13 мм²

7. ОРГАНИЗАЦИЯ, ПЛАНИРОВАНИЕЯ И УПРАВЛЕНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВОМ

Задачей организации строительного производства является обеспечение строительства объекта в оптимальные сроки при высоком качестве работ и минимальных затратах труда, материальных ресурсах и денежных средств.

Научная организация производства базируется на системе действующих ЕНиРов, СНИПов, в составе которых важную роль играют производственные нормы, сметные нормы, нормы продолжительности строительства, нормы заделов, позволяющие обоснованно концентрировать ресурсы, правильно планировать объемы работ,производительность труда, обеспечивать ускорение вводов в действие объектов.

7.1. МОНТАЖ КОТЛОАГРЕГАТОВ

Монтаж котельных агрегатов и вспомогательного оборудования производится в настоящее время, как правило,укрупненными блоками. Блочный монтаж позволяет в значительной степени снизить стоимость монтажа,трудоемкость монтажных работ, уменьшить количество монтажных лесов и подмостей, повысить безопасность производства.

При доставке оборудования блоками снижаются транспортные расходы, при этом сокращается продолжительность простоя транстпортных механизмов.

Монтаж котлоагрегата начинается с устройства под него фундамента (из бетона). Далее производится установка и выверка каркасных конструкций, затем устанавливаются барабаны и блоки поверхностей нагрева (радиационные блоки, блоки пароперегревателя, блоки экономайзера, блоки воздухонагревателя). При монтаже котлов,экономайзеров разрешается применять все промышленные виды сварки.

После этого производятся гидравлические испытания, монтаж лестниц и площадок,воздуховодов. В конце производятся щелочение смонтированной системы и обмуровка котлоагрегата шамотным кирпичом.

7.2. УСЛОВИЯ НАЧАЛА ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ

К началу работ по монтажу теплотехнического оборудования котельной должны быть произведены следующие подготовительные работы:

- разработка и утверждение ППР;

- подготовлены склады и площадки для сборки блоков оборудования и подготовка его к установке;

- сооружены подъездные пути;

- подготовлены временные здания и сооружения,необходимые для монтажных работ;

- проложены временные водо- и энергосети;

- смонтировано электроосвещение зон сборки блоков и производства монтажных работ;

- выполнены строительные работы по ППР;

- выполнены требования ТБ, охраны труда;

- заготовлены трубные узлы, металлоконструкции;

- выполнено оснащение монтажной организацией подъемно-транспортным оборудованием,монтажными механизмами,инвентарем;

Технологическое оборудование, проектно-сметная документация, техническая документация заводов-изготовителей, материалы, конструкции передаются заказчиком монтажной организации в порядке и в сроки, установленные действующими правилами о договорах по подряду на капитальное строительство и положением о взаимоотношениях организаций - генеральных подрядчиков с субподрядными организациями

7.3. ПРОИЗВОДСТВЕНАЯ КАЛЬКУЛЯЦИЯ ЗАТРАТ ТРУДА И ЗАРАБОТНОИ ПЛАТЫ

Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы составляется по сборникам ЕНиР на основании объемов работ по монтажу технологического котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов котельной. При составлении калькуляции учитываем поправочные коэффициенты, которые принимаются по вводным частям ЕНиР. Исходные данные и результаты расчета калькуляции приведены в табл.7.1.

Таблица 7.1

Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы

№ пп

ЕНир

Наименование работ

Ед. изм.

Объем работ

Состав звена по ЕНиР

Затраты труда и зарплаты

На еденицу работ

На весь объем

Норма времени, чел.час

Расценка в грн.

Норма времени чел.час

Расценка в грн.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

I. Подготовительные работы

1

1-5

Выгрузка грузов краном

Т

78

Машинист 6р-1 такелаж. 2р-2

12,0

7,68

936,9

599,04

2

31-7

Подьем и установка мелких стальных конструкций сборочной площадки

ИТОГО

II. Монтаж котлоагрегатов

I

Кон.

2

Монтажн. 6р-1, 4р-2, 3р-3

6

4,74

12

9,48

3

31-100

Проверка и разметка фундаментов под котлоагрегаты

Фун

2

Слесарь-монтажн.

К.у.

5р-1, 2р-1, 3р-1

13

9-75

26

19-50

4

31-101

Сборка блоков каркаса, щитов и др. узлов металлических конструкций котлоагрегатов

1 бл.

2

-“-

6р-1 5р-1

3р-2. 2р-1

31,5

25-26

63,0

50-52

5

31-102

Монтаж лестниц и площадок

1т

2,5

-“-

5р-1 3р-1

2р-1

21

15-17

52,5

37-93

6

31-103

Монтаж барабанов

1бар

4

6р-1, 4р-2,

5р-1 3р-2

75

61-88

300

123-76

7

31-106

Технический осмотр и установка коллекторов

1кол

4

6р-1, 4р-1,

2р-1, 3р-1

52

41-47

208,0

165-88

8

31-105

Монтаж радиационных поверхностей нагрева

1т

8,4

5р-1, 3р-2,

2р-1

75

55-31

630

464-60

9

31-105

Монтаж конвективных поверхностей нагрева

1т

7,6

5р-1, 4р-1,

3р-2, 2р-1

93

69-56

706,3

528,66

10

31-47

Монтаж топки механической

1топ

2

5р-1, 4р-1,

3р-1, 2р-2

94

69-18

188

138-36

11

31-47

Монтаж пароперегревателя

1блок

2

6р-1, 4р-2,

3р-2

12,5

10-10

25

20-20

12

31-107а

Монтаж экономайзера блоками

1т

20,42

5р-1, 4р-1,

2р-1, 3р-1

7,6

5-91

155,19

120-68

13

Е31-58-1

Технический осмотр секций воздухоподогревателя

1т

3,4

5р-1, 4р-1,

2р-1

1,2

0,94

4,08

3-20

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

14

Е31-58-1

Установка секций воздухоподогревателя

1т

3,4

6р-1, 3р-2,

4р-1

0,71

0-57,7

2,41

1-96

15

Е-31-58

Монтаж поворотных заслонок

1т

0,2

5р-1, 3р-2,

3,5

2,7

0,7

0-54

16

31-23

Монтаж выносных циклонов

Шт.

2

6р-1, 3р-1,

2р-1

5,7

4-85

11,40

9-70

17

Е-31-58

Монтаж аппаратов гидрозолоудаления

Шт.

2

5р-1, 3р-1,

2р-1

39,5

29-63

79,00

59-26

18

31-64

Монтаж механизированного шлакозолоудаления (с опробованием)

ИТОГО

III.Монтаж тягодутьевых устройств

шт.

2

5р-1, 3р-1,

2р-2

монтажники

к,н,в.д

72

55-80

144,00

2596,08

111-60

1856-35

19

31-110

Монтаж пылегазовоздуховодов

1т

1,5

6р-1, 4р-1,

3р-1, 2р-1

35

26-81

52,5

40-22

20

34-28а

Монтаж вентилятора ВДН-12,5(с опробованием)

1 шт

2

6р-1, 4р-1,

3р-1, 2р-1

51,8

42-18

103,60

84-36

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

21

34-27

Монтаж вентилятора Ц4-70№3,2 (с опробованием)

1 шт

1

6р-1, 3р-2

5,6

4-36

5,6

4-36

22

34-32

Монтаж дымососа ДН-15 (с опробованием)

ИТОГО

IV. Монтаж насосов

1 шт

2

6р-1, 3р-1

103,5

84-13

207,00

368,7

168-26

297,20

23

34-16

Монтаж насоса промывочной воды

шт

1

5р-1, 3р-1

18,2

14-65

18,2

14-65

24

34-18

Монтаж и опробование блока насоса горячего водоснабжения БНГВ-30/122

шт

4

5р-1, 4р-1

29,5

24,49

118,0

97,96

25

34-24в

Монтаж и опробование блока сетевых насосов БСН-180/325

ИТОГО

V. Монтаж ХВО

шт

2

6р-1, 4р-1

3р-1, 2р-2

50,5

40-66

101,0

237,20

81,32

193-93

26

31-81

Монтаж шайбовых дозаторов

шт.

2

5р-1, 3р-1

11,5

9-26

23,00

18-52

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

27

31-78а

Монтаж катионовых фильтров 1000мм и дренажной системы

шт.

1ряд

4

1

5р-1, 3р-1

4р-1, 2р-1

5р-1, 4р-1

3р-2

5,5

13,5

4-18

10-46

22

13,5

16-72

10-46

28

31-79в

Монтаж солерастворителя Ду-1000мм

шт.

1

5р-1, 3р-1

2р-1

8,7

6-53

8,7

6-53

29

31-78б

Загрузка фильтров

ИТОГО

VI. Монтаж водоподогревателя и деаэраторов

1м³

6

4р-1, 3р-1

монтажники

к,н,в.д.

1,8

1-28

10,8

78,0

7-68

59-91

30

31-19

Монтаж опор под деаэраторные баки

шт.

4

5р-1, 3р-2

1,4

1-07,8

5,6

4-31

31

31-84

Монтаж деаэраторных баков КБДПУ-50-180

1бак

2

6р-1, 4р-3

3р-3

66

52-14

1,32

104-28

32

31-85

Монтаж деаэраторной колонки

1кол

2

6р-1, 4р-2

3р-2

41,4

32-09

41,4

32-09

33

31-83

Монтаж сепаратора непрерывной продувки БСНП-300-5

шт.

1

4р-1

34

30-97

Монтаж блока редукционной установки БРУ 60

1бл.

1

5р-1

7,4

5-74

7,4

5-74

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

35

30-88а

Технический осмотр и монтаж подогревателей воды

ИТОГО

VII. Монтаж вспомогательного оборудования

шт.

6

5р-1, 4р-1

3р-1, 2р-1

5,04

24-52

30,24

288,64

147-12

251-72

36

31-87а

Монтаж бака промывочной воды = 4м³

шт.

1

5р-1, 4р-1

3р-2

5,5

4-26

5,5

4-26

37

31-87а

Монтаж бака аккумулятора =150м³

шт.

2

5р-1, 4р-1

3р-2

14

10-85

2,5

1,94

38

31-87а

Монтаж расходного бака крепкого раствора соли =2м³

ИТОГО

VIII. Обмуровочные работы

шт.

1

5р-1, 4р-1

3р-2

2,5

1,974

2,5

36

1,94

27-90

39

31-112В а,б

Обмуровка котлоагрегатов облегченная

1м³

30

5р-1, 4р-1

3р-2

12

9-60

360

288-00

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

40

31-111

Подготовительные работы

1м³

34,6

4р-1, 3р-1

2р-1

4,7

3,34

162,62

115-56

41

31-112Б

Обмуровка водного экономайзера

ИТОГО

XI. Монтаж технологических трубопроводов

1м³

4,6

5р-1, 4р-1

3р-2

12

9-60

55,2

577,82

44-16

447-72

42

26-1

-“-

X. Подготовка к пуску и паровое опробование котлоагрегатов

п.м.

320

4р-1, 3р-1

2р-1, св5р-1

0,18

0-16

57,6

51-20

43

31-109

Гидравлическое испытание котлоагрегатов и сдача инспектору гостехнадзора

1 к/а

2

5р-1, 4р-1

3р-2, 2р-1

50

37-40

100

74-80

44

31-114

Щелочение котлоагрегатов с подьемом давления.

ИТОГО

1 к/а

2

6р-1, 3р-1

2р-2

155

117-80

310,0

410,0

235-60

310-40

На основании калькуляции затрат труда и заработной платы (табл.7.1) заполняем сводную ведомость (табл.7.2), учитывая, что монтаж котельной установки производится в одну смену, т.е. продолжительность рабочего дня принимается 8 часов. Тогда затраты труда в табл.7.2. записываются в размерности чел-дн.

Таблица 7.2

№№ пп

Наименование работ

Затраты труда

чел.дн

Заработная плата

руб

1

2

3

4

1.

Подготовительные работы

118,5

608-52

2.

Монтаж котлоагрегатов

324,51

1856-35

3.

Монтаж тягодутьевых устройств

46,08

297-20

4.

Монтаж насосов

29,65

193-93

5.

Монтаж ХВО

9,75

59-91

6.

Монтаж подогревателей сетевой воды и деаэраторов

36,08

251-72

7.

Монтаж вспомогательного оборудования

4,5

27-90

8.

Обмуровочные работы

72,23

447-72

9.

Монтаж технологических трубопроводов

7,2

52-20

10.

Подготовка к пуску и паровое опробование котлоагрегатов

51,25

310-40

ВСЕГО:

699,75

4104-85

7.4. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ КАЛЕНДАРНОГО ПЛАНА

Исходными данными для составления календарного плана является сводная ведомость затрат труда и заработной платы (табл. 7.2).Несколько смежных процессов объединяются в один комплекс работ. Считаются суммарные затраты труда по комплексу работ.

Продолжительность выполнения каждого вида работ определяется по формуле

t=m*(Q/n) (7.1)

где Q- трудоемкость, чел-дн.(табл.7.2)

n- состав звена,выполняющего данный процесс,чел.

m=1,2 - коэффициент перевыполнения норм выработки.

Расчет ведется в таблице календарного плана на листе графической части дипломного проекта. На основании календарного плана строим график движения рабочих. Принимаем три звена (Табл.7.3). При организации работ принят совмещенно-поточный метод монтажа.

7.4.1.ПРОФЕССИОНАЛЬНО-КВАЛИФИКАЦИОННЫЙ COCTAВ БРИГАД (ЗВЕНА)

По производственной калькуляции (табл.7.1) определяем состав каждого звена по численности, профессии и разряду. Общая численность бригады определяется суммированием входящих в нее рабочих всех профессий.

Данные сводим в табл.7.3.

Таблица 7.3.

Профессия

Состав звена, чел.

В том числе по разрядам

Всего

I

II

III

IV

V

VI

1 звено:

5

монтажники котельных установок (м.к.у.)

монтажник

-

1

1

1

1

1

огнеупорщ. 3р

электросварщик

-“-

2 звено:

5

монтажник котельных установок

монтажник

-

1

1

1

1

1

-“-

электросварщик

1

3 звено:

5

монтажник насосов,вентиляторов, компрессоров,дымососов

монтажник

1

1

1

1

1

Огнеупорщики

10

огнеупорщики

-

2

2

2

2

2

Итого

25

7.5. ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОЙ ГЕНПЛАНА

7.5.1. ОРГАНИЗАЦИЯ СКЛАДСКОГО ХОЗЯЙСТВА

Площадь складов, для хранения строительных конструкций, деталей и материалов определяется расчетным путем в соответствии с принятым запасом и нормами складирования.

Наибольшая суточная площадь складов определяется по формуле

F=Q*R₁*R₂*n’/(n*q*) (7.2)

где Q - количество материалов,требуемое для выполнения работ в течении расчетного периода, 40т

R₁ - коэффициент неравномерности поступления материалов на склады, принимаем 1.1.(для автомобильного транспорта) .

R₂- коэффициент неравномерности потребления,принимаем равным 1,3 для железнодорожного транспорта

n- продолжительность расчетного периода выполнения работы, в течении котороро потребляются материалы и детали . =13дн.

n'- норма хранения материалов на складе, дн. =12 (прил.4 м )

q- удельная нагрузка, =0,38м³/м² (прил.5 м)

- коэффициент использования, =0.7

F=40*1.1*1.3*12/13*0.38*0.7=172 m²

Размеры склада под навесом: 11,4х15,1; способ хранения - в контейнерах.

7.5.2. РАСЧЕТ ВРЕМЕННЫХ ЗДАНИИ И СООРУЖЕНИЙ

Количество и номенклатура временных зданий и сооружений определяется в зависимости от объекта и характера строительно-монтажных работ, территориального расположения и местных условий строительства.

Площади административно бытовых помещений зависят от количества работающих на площадке. Количество рабочих берется по графику движения рабочих. Количество инженерно-технических работников и младшего обслуживающего персонала принимается от числа рабочих 10-12% для ИТР и служащих и 1,5-2% для МОП. ИТ'Р - 2 чел,МОП - 1 чел.

Общая формула для расчета временных зданий и сооружений

E_вр.з.=Н*Р_мах (7.3)

где Н - норма, в м² на одного работающего, принимается по приложению 4

Р_мах - максимальное количество работников в одну смену из календарного плана.

Результаты расчетов сводим в табл.7.4.

Таблица 7.4

Ведомость потребности временных зданий и сооружений

№№ пп

Наименование временных зданий и сооружений

Расч. к-во рабоч итр, моп

Значен показат на 1 рабоч. итр, моп

Расчетная площадь м²

Принятое здание

Принимаемая площадь м²

Кол-во зданий

тип

размер

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Прорабская

2

4

8

передвижное

6*2,7*2,6(4)

16,2

1

2

Гардеробная

16

0,42

6,72

419,08

6*2,7*2,6(4)

16,2

1

3

Умывальные

18

0,25

4,5

419,08

6*2,7*2,6(4)

16,2

1

4

Душевые

15

0,5

7,5

419,08

6*2,7*2,6(4)

16,2

1

5

Уборные

18

0,2

3,6

щитовой

0,8*1,2=0,96

0,96

2

6

Помещение для приема пищи

18

0,8

14,4

передвижное

9*2,7*2,6(4)

24,3

1

7.5.3. РАСЧЕТ ВРЕМЕННОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ

Потребность в воде определяется по трем группам потребителей: производственные нужды, хозяйственно питьевые нужды и расход на пожаротушение.

Секундный расход воды на производственные нужды определяется по формуле

(7.4)

где: G_пр^сек- производственный расход каждого отдельного потребителя воды (литров-смену), получаемый как производственные нормы расхода воды на объем работ в смену (прил.7 м ), на компрессор q_i=10000л/см=0,347л/с, на грузовик q_i=300л/см

К₁ - коэффициент сменной неравномерности потребления, принимается равным 1,5

Секундный расход воды на санитарно-бытовые нужды на стройплощадке определяется в л/с по формуле:

(7.5)

где: N₁ - количество рабочих в максимальную смену

К₂ - коэффициент сменной неравномерности водопотребления, принимается равным 1,5

А₁ - расход воды в литрах на одного рабочего, пользующегося умывальником, А₁=15л/чел,А₂=15л/чел - на хозяйственные нужды одним рабочим

t₂- продолжительность работы душевой установки,принимается 45мин.

А₃ – ЗО л - расход воды на одного человека,пользующимся душем

Расчетный расход на объекте

G_пр=1,5(10000+300)/8*3600=0,536 л/с

G_б=1,5*18(15+15)/8*3600+0,4*30*15/45*60=0,128 л/с

Расчетный расход на объекте определяется по формуле:

G_расч=G_пож+0,5*1,2(G_пр+G_б)

G_расч=10+0,5*1,2(0,536+0,128)=10,398

Диаметры труб водопроводной сети определяются по формуле:

dн=2(Q_расч*1000)/3,14*

где - скорость движения воды по трубам,принимается для временных водопроводов 1,5м/с

dн=2*10,398*1000/3,14*1,5=93 мм

Принимаем диаметр временного водопровода 108х4мм

7.5.4. РАСЧЁТ ВРЕМЕННОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Расчет мощности источников электроснабжения или трансформатора производится для случая максимального потребления электроэнергии одновременно всеми потребителями на стройплощадке по формуле:

где P - потребная мощность,кВ.А

1,1 - коэффициент.учитывающий потери мощности в сети

Рс - потребная мощность в кВт,принимается по приложению 7 м

Рт - потребная мощность в кВт на технологические нужды,принимается по приложению 7

Рв.о - потребная мощность в кВт для внутреннего освещения, определяется умножением удельной мощности на 1м² площади помещения на общую освещаемую площадь согласно стройгенплану

Рн.о - потребная мощность в КВт для наружного освещения, удельные значения ее принимаются по приложению 7 м

К₁,К₂,К₃,К₄ - коэффициент спроса,зависящие от числа потребителей

4 - коэффициент мощности,зависящий от характера,количества и загрузки потребителей силовой энергии

Результаты расчетов сводим в таблицу 7.6

Таблица 7.6

Расход электроэнергии для энергоснабжения строительной площадки

№№ пп

Наименование потребителей

Ед. изм.

К-во обьем площ.

Норма на ед. измерения уст мощнос Ру, кВт

Общая уст. мощность эл. энергии Ру.кВт

Коэффициент спроса К

Коэффициент мощности

1

2

3

4

5

6

7

8

1.

Производственные нужды

1.Тельфер г.р.п. 3т

шт

1

5,0

5,0

0,75

0,75

2.Тельфер г.р.п. 5т

шт

1

11,2

11,2

0,75

0,75

3.Кран ДЭК-161

шт

1

22

22

0,75

0,75

4.Компрессор

шт

2

7

14

0,75

0,75

Итого

52,0

2.

Технологические нужды

1.Сварочный трансформатор СТШ-250

шт

2

153

30,6

0,75

0,75

3.

Внутреннее освещение

1.Котельная

100м²

1500

1

15

0,8

1

2.Крытые склады

100м²

98,6

1

0,986

0,8

1

3.Административно-хозяйственные помещения

100м²

97,2

1

0,972

0,8

1

Итого

16,958

4.

Наружное освещение

1000

24431

1,5

36,65

1

1

Подбираем трансформатор по полученной расчетом мощности. Принимаем трансформатор КТПМ-180, мощностью =180кВт и предельно-минимальным напряжением: высшим 6ОООв и низшим 0,4-0,23в.

Количество прожекторов для освещения стройплощадки определяется по формуле:

где: Е - нормируемая освещенность в лк принимаем Е=0,1 лк

К - коэффициент запаса для прожекторного освещения К=1,5

F₀ - освещаемая площадь

 - световой поток лампы накаливания, =270Слм

- к.п.д. прожетора, принимаем 0,^5

K^u коэффициент использования светового потока,принимаем 0,9

K_н- коэффициент неравномерности освещения, =0,75

=6 прожекторов

тип лампы накаливания НГ-220-300

7.6. РАСЧЁТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

А. Планируемая продолжительность строительно-монтажных работ.

Определяем по календарному плану Т=57 дн

В. Трудоемкость работ: по калькуляции

Q=699.75 чел.дн

С. Зарплата рабочих по калькуляции (табл.7.2) с учетом переводного коэффициента с рублей 1984г. на гривны 1997г. =0,78

3=(4821-61руб)х0,78 =5171-60 грн .

Среднедневная зарплата рабочих

З¹=З/Q = 5171-60/699.75=7.55 грн/чел.дн

Е. Сметная стоимость строительно-монтажных работ с удельным весом зарплаты 8%

С_м= З/З_уд=3760-86/0,08=47010,7 грн

К. Среднедневная выработка В = С_м/Q=47010,7/699.75=59-86 грн/чел.дн

Коэффициент использования рабочих

К_исп=Р_мах*Т/Q=1.5*57/692.56=1.23

М. Месячная зарплата рабочих

З_м = 5-38*24=129-12=173-65 грн.

8.ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ЭНЕРГОРЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ

8.1.Организация эксплуатации теплогенерирующей установки с паровыми котлоагрегатами во время их работы и остановки.

1. Ведение режима работы котлоагрегата должно осуществляться по режимной карте, разработанной в результате пусконаладочных работ и расчета тепловой схемы котельной.

2. Производительность котлоагрегата регулировать так, чтобы обеспечивался нормальный режим работы топки, исключающий её шлакование и тепловой перекос.

3. Допускается колебания давления пара 0,03-0,05 Мпа и температура перегретого пара 10-15 С.

4. Поддерживать минимально допустимое разрежение в топке.

5. Производить по разработанному пусконаладочными работами графику устранение наружных поверхностей нагрева. Контроль за состоянием поверхностей нагрева осуществляется по температуре продуктов сгорания и сопротивлению газового тракта.

6. Не реже одного раза в смену проверяется исправность контрольно-измерительных приборов.

7. Регулярно по нагреву труб проверяется плотность спускных и дренажных вентилей.

8. Все заметки о работе оборудования, замеченных его дефектах и проведенных мероприятиях по их устранению дежурный персонал обязан заносить в оперативный журнал и ремонтную книгу.

9. Регулярно записывать показания приборов.

10. На основании этих записей и анализа суточных ведомостей по работе котельных агрегатов составляется первичная отчетность.

Остановка котла может быть плановой, кратковременной и аварийной. Плановую (полную) остановку котла производят по заранее составленному графику в определенной последовательности:

1. Прекращается подача топлива, дожигаются его остатки на решетке, прекращается подача воздуха (отключается дутьевой вентилятор).

2. В течении 10 мин вентилируются газоходы.

3. Останавливается дымосос и закрывается шибер за котлом.

4. После прекращения горения в топке и выработки пара котел отключают от паровой магистрали.

5. Открывают продувку пароперегревателя на 30-40 мин для его охлаждения.

6. Непрерывно ведется наблюдение за уровнем воды в котле и его питанием до допустимого верхнего уровня.

7. Очищают топку от остатков топлива, золы и шлака, разгружают золовые бункеры.

8. В течении 4-6 часов котел медленно остывает, при этом топочные дверцы должны быть закрыты.

9. Через 4-6ч после остановки проветривают газоходы с помощью естественной тяги и продувки котла.

10. Через 8-10ч после остановки для ускорения охлаждения открывают шибер за котлом и включают дымосос, продувку повторяют.

11. Воду полностью удаляют из котла только после охлаждения ее до 70-80 С.

12. Воду спускают медленно, открывая при этом все воздушные краны или предохранительные клапаны.

13. Котел отсоединяют от других котлов установкой металлических заглушек между фланцами на паровых, питательных, спускных и продувочных линиях.

14. Осматривают топку, котел, вспомогательное оборудование.

15. О всех замеченных неисправностях делают записи в журнале.

8.2.Энергосбережение в ТГУ при использовании твердого топлива.

В регионе Донбасса эксплуатируется немало мощных теплогенерирующих установок на твердом топливе, являющихся источником значительных выбросов золы, оксидов азота и серы. Для их золошлаковых отходов требуется сотни гектаров земли и нередко плодородной.

Наряду с мероприятиями по сокращению уровня выбросов на действующих котельных актуальной является разработка экологически чистых, ресурсосберегающих технологий сжигания твердого топлива.

В этом плане перспективна технология подачи рядового топлива, известняка и воздуха, обагащенного кислородом, в специальную камеру интенсивного сжигания топлива в расплаве. Образующаяся в ней газожидкостная шлаковая эмульсия обеспечивает идеальные условия тепломассообмена и контакта топлива с окислителем, а также высокий уровень температур, что в комплексе способствует полному сжиганию угля, в том числе низкого качества.

Важнейшая особенность технологии связвна с возможностью переработки практически всей минеральной части топлива в ценную товарную продукцию, так как в камере сжигания осуществляется процесс разделения шлака на легкую и тяжелую фракции. Легкий шлак состоит из окислов кремния, кальция, алюминия, магния и так далее. Он может использоваться для производства ценных материалов и изделий шлакоситалловых плит и листов, шлаковаты, портландцемента, шлакоблоков, фракционированного щебня. В тяжелый шлак благодаря восстановительному режиму горения переходит практически все присутствуюющие в угле железо. В металлической фазе концентрируются также редкие и цветные металлы, что делает его ценным сырьем для металлургических предприятий.

При использовании рассматриваемой технологии сжигание твердого топлива котельная трансформируется в энергетический многоцелевой комплекс, товарной продукцией которого, кроме тепловой энергии, являются разнообразные изделия из шлака, удобрения, металлургическое сырье.

Для повышения энергоресурсосбережения, кроме разработки новых технологий сжигания топлива, необходимо осуществлять мероприятия по снижению потерь твердого топлива при хранении:

1. Исходя из местных условий на основании технико-экономических расчетов по возможности строить склад закрытого типа.

2. Выбирать форму и размеры штабеля с наименьшей наружной поверхностью на еденицу обьема.

3. Производить послойное уплотнение штабелей для борьбы с самонагреванием.

4. Обеспечить организованный сток воды для предотвращения скопления атмосферных осадков.

5. Выполнять подштабельное основание в соответствии с нормами и требовании.

6. Разные марки топлива хранить в отдельных штабелях.

7. Перед разгрузкой прибывшей партии свежего топлива очищать склад от старого топлива и посторонних предметов.

8. Сокращать время межу выгрузкой угля и завершением уплотнения штабеля.

9. Постоянно вести контроль за температурой угля в штабеле.

10. Нормировать расход условного и натурального топлива на выработанную и отпущенную еденицу тепловой энергии.

С П И С О К Л И Т Е Р А Т У Р Ы

1. СНиП 2.01.01.-82 Строительная климатология и геофизика Госстрой СССР-М: Стройиздат, 1983 – 136с.

2. Роддатис К.Ф. Полтарацкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. /под ред. Роддатиса К.Ф. М: Энергатомиздат, 1989-488с.

3. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник / В.И. Манюк, Я.И.Каплинский, Э.Б. Хит и др. – 3-е изд., перераб. и доп. М Стройиздат, 1988.- 432с

4. Тепловой расчет промышленных парогенераторов /под ред. Частухина В.И., Киев 1982.

5. Ю.М.Гусев. Основы проэктирования котельных установок Изд. 2-е, перераб. и доп., М., Стройиздат, 1973.

6. Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. Изд. 2-е, перераб. и доп., М., “Энеригя”, 1976.

7. Сосков В.И. Технология монтажа и заготовительные работы. Учеб для вузов по специальности “Теплоггазоснабжение и вентиляция”. М.: Высшая школа, 1989-344с.

8. Орлов Г.Г. Охрана труда в строительстве. Учебник для строит. Вузов. – М.: Высш. школа., 1984-343с.

9. Золотницкий Н.Д., Пчелинцев В.А. Охрана труда в строительстве. Под ред. Золотницкого Н.Д.Учеб для вузов. М.: Высшая школа, 1978.

10. Производственные и отопительные котельные. /Е.Ф. Бузников, К.Ф. Роддатис, Э.Я.Берзиньш.- 2-е изд., перераб. – М.: Энергатомиздат, 1984.-с. 248., ил

11. ЕНиР. Сборник Е31. Монтаж котельных установок и вспомогательного оборудования./ Госстрой СССР. –М.: Стройиздат, 1988.- 159с.

12. Методические указания к разделу "Организация и планирование строительного производства, включая АСУ"