Каталог :: Технология

: Диплом - Проектирование котельной

                                Содержание                                
Введение
1.      Общая часть
1.1  Характеристика обьекта
1.2  Климатологические данные
1.3  Определение колличества потребителей теплоты. График годового расхода
теплоты
1.4  Система и принципиальная схема теплоснабжения
1.5  Расчет тепловой схемы котельной
1.6  Подбор и размещение основного и вспомагательного оборудования
1.7  Тепловой расчет котлоагрегата
1.8  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 КЕ‑25‑14,
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 tзр=-23°С;
j=88%. Расчетная летняя температура tлр=27,6°С; jр 
=44%. Средняя температура за отопительный период tоср
=-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.85316138266510381340673
Всего, ч.8612226041269230736474320
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 (tр. 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 QОВ=QРОВ*(tвн-tн)/(tвн-tр.о.) - тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период, МВт QЛГВ=QРГВ*(tг-tхл)/(tг-tхз)*b где: QРОВ- расчетная зимняя тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования системы отопления. Принимаем по табл. 1.2. tВН - внутренняя температура воздуха в отапливаемом помещении, tВН =18°С QРГВ - расчетная зимняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение ( табл. 1.2); tн- текущая температура наружного воздуха ,°С; tр.о.- расчетно отопительная температура наружного воздуха, tг- температура горячей водя в системе горячего водоснабжения,tг=65°С tхл , tхз - температура холодной воды летом и зимой,tхл =15°С,tхз =5°С; b - поправочный коэффициент на летний период, b=0,85 Таблица 1.2 Тепловые нагрузки
Вид тепловой Расход тепловой нагрузки, МВтХарактеристика
НагрузкиЗимойЛетомТеплоносителя

1.Отопление

и вентиляция

15,86-

Вода 150/70 °С

Пар Р=1,4 МПа

2.Горячее водоснабжение1,36По расчету
3.Технологические нужды11,691,24Пар Р=1,44МПа
ВСЕГО28,911,24-
Таблица 1.3. Расчет годовых тепловых нагрузок
№ п/пВид нагрузкиОбозначениеЗначение тепловой нагрузки при температуре МВт

tр.о=-23 °С

tсро.п.=-1,8°С

tр.о=8°С

Летний
1.Отопление и вентиляция

QОВ

15,867,663,87-
2.Горячее водоснабжение

QГВ

1,361,361,360,963
3.Итого

QОВ+ГВ

17,229,025,230,963
4.Технология

QТЕХ

11,6911,691,241,24

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 режимыПримечание
позиц. исход. данныхвеличинначениеизм.Максимально зимнийПри средней температуре наиболее холодного периодаПри темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графикаЛетний
123456789
01Температура наружного воздуха

tн

°C-24-10--I
02Температура воздуха внутри отапливаемых зданий

tвн

°C18181818
03Максимальная температура прямой сетевой воды

t1макс

°C150---
04Минимальная температура прямой сетевой воды в точке излома температурного графика

t1.изл

°C--70-
05Максимальная температура обратной сетевой воды

t2макс

°C70---
06Температура деаэрированной воды после деаэратора

Tд

°C104,8104,8104,8104,8
07Энтальпия деаэрированной воды

iд

КДж/кг439,4439,4439,4439,4Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 1.2Мпа
08Температура сырой воды на входе в котельную

T1

°C55515
09Температура сырой воды перед химводоочисткой

TЗ

°C25252525
10Удельный объем воды в системе тепловодоснабжения в т. на 1 МВт суммарного отпуска тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

qсист

Т/ МВт30,130,130,130,1Для промышленных предприятий
Параметры пара, вырабатываемого котлами (до редукционной установки)
11Давление

P1

МПа1,41,41,41,4Из таблиц насы-
12Температура

t1

°C195195195195щенного пара и
13Энтальпия

i1

КДж/кг2788,42788,42788,42788,4воды при давлении 1,4 МПа
Параметры пара после редукционной установки:
14Давление

P2

МПа0,70,70,70,7Из таблиц насы-
15Температура

t2

°C165165165165щенного пара и
16Энтальпия

i2

КДж/кг2763276327632763воды при давлении 0,7 МПа
Параметры пара, образующегося в сепараторе непрерывной продукции:
17Давление

P3

МПа0,170,170,170,17Из таблиц насы-
18Температура

t3

°C115,2115,2115,2115,2щенного пара и
19Энтальпия

i3

КДж/кг2700270027002700воды при давлении 0,17 Мпа
Параметры пара, поступающего в охладитель выпара из деаэратора:
20Давление

P4

МПа0,120,120,120,12Из таблиц насы-
21Температура

t4

°C104,8104,8104,8104,8щенного пара и
22Энтальпия

i4

КДж/кг2684268426842684воды при давлении 0,12 Мпа
Параметры конденсатора после охладителя выпара:
23Давление

P4

МПа0,120,120,120,12Из таблиц насы-
24Температура

t4

°C104,8104,8104,8104,8щенного пара и
25Энтальпия

i5

КДж/кг439,4439,4439,4439,4воды при давлении 0,12 Мпа
Параметры продувочной воды на входе в сепаратор непрерывной продувки:
26Давление

P1

Мпа1,41,41,41,4Из таблиц насы-
27Температура

t1

°C195195195195щенного пара и
28Энтальпия

i7

КДж/кг830,1830,1830,1830,1воды при давлении 1,4 Мпа
Параметры продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки:
29Давление

P3

Мпа0,170,170,170,17Из таблиц насы-
30Температура

t3

°C115,2115,2115,2115,2щенного пара и
31Энтальпия

i8

КДж/кг483,2483,2483,2483,2воды при давлении 0,17 Мпа
32Температура продувочной воды после охлаждения продувочной воды

tпр

°C40404040
33Температура конденсата от блока подогревателей сетевой воды

tкб

°C80808080Принимается
34Температура конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды

t2

°C165165165165Принимается
35Энтальпия конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды

i6

КДж/кг697,1697,1697,1697,1Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,7 Мпа
36Температура конденсата, возвращаемого с производства

tкп

°C80808080
37Величина непрерывной продувкиП%4,64,64,64,6Принимается из расчета химводоочистки
38Удельные потери пара с выпаром из деаэратора питательной воды в т на 1т деаэрированной воды

dвып

т/т0,0020,0020,0020,002Принимается по рекомендациям ЦКТИ
39Коэффициент собственных нужд химводоочистки

Кснхво

-1,21,21,21,2
40Коэффициент внутрикотельных потерь пара

Кпот

-0,020,020,020,02Принимается
41Расчетный отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию

Qмаксов

МВт15,86---Табл. 1.2.
42Расчетный отпуск тепла на горячее водоснабжение за сутки наибольшего водопотребления

Qсргв

МВт1,36---Табл. 1.2.
43Отпуск тепла производственным потребителям в виде параДотркг/с4,984,984,980,53
44Возврат конденсата от производственных потребителей (80%)

Gпотр

=кг/с3,983,983,980,42=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. РасчетнаяРасчетные режимы
позиц. исход. данныхвеличинначениеизм.формулаМаксимально зимнийПри средней температуре наиболее холодного периодаПри темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды.Летний

Р01

Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды

tн.изл

°C

tвн-0,354(tвн- tр.о.)

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

Р02

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

Ков

-

(tвн- t'н)/ (tвн- tр.о)

1(18-(-10))/(18-(-23))=0,67(18-0,486)/ /(18-(-24))= =0,354-

Р03

Расчетный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию

Qов

МВт

Qмаксовов

15,8615,86*0,67= 10,62 5,61-

Р04

Значение коэффициента Ков в степени 0,8

К0.8ов

-10,730,436-

Р05

Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной

tI

°C

18+64,5* *К0.8ов+64,5*Ков

150 (см 03)18+64,5*0,73+67,5*0,67= 110,370 (см 04)70

Р06

Температура обратной сетевой воды

t2

°C

t1-80*Ков

7056,754,742,7

Р07

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

Qов+гв

МВт

Qов+ Qсргв

17,2211,986,970,936

Р08

Расчетный расход сетевой воды в зимних режимах

Gсет

кг/с

Qов+гв*103/(t1-t2)*C

51.3794.1365.56-

Р09

Отпуск теплоты на горячее водоснабжение в летнем режиме

Qлгв

МВт---0,963

Р10

Расчетный расход сетевой воды в летнем режиме

Gлсет

кг/ч

Qлгв*103/(t1-t2)*C

---9,2

Р11

Объем сетевой воды в системе водоснабжения

Gсист

Т

qсис*Qдmax

519,53519,53519,53519,53

Р12

Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети

Gут

кг/с

0,005*Gсист*1/3,60

0,720,720,720,72

Р13

Количество обратной сетевой воды

Gсет.обр.

кг/с

Gсет- Gут

21,2492,2160,087,64

Р14

Температура обратной сетевой воды перед сетевыми насосами

tз

°C

t2*Gсет.обр+Т*Gут/ Gсет

70,556,742,243,1

Р15

Расход пара на подогреватели сетевой воды

Дб

кг/с

Gсет*(t1-t3)/ (i2/4,19-tкб)* 0,98

7,149,132,930,48

Р16

Количество конденсата от подогревателей сетевой воды

Gб

кг/с

Дб

7,149,132,930,43

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 потерьДкг/с

Дпотрбмаз

4,98+7,14= 12,124,98+9,13= 14,114,98+2,93= 7,910,53+0,43= 0,96

Р18

Количество конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства

Gк

кг/с

Gб+ Gпотр

7,19+3,98= 11,129,13+3,98= 13,112,93+3,98= 6,910,43+0,42= 0,85

Р19

Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки

Gпр

кг/сn/100*Д0,60,70,390,05

Р20

Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки

Д'пр

кг/с

0,148*Gпр

0,148*0,6= 0,0890,148*0,70= 0,1040,148*0,39= 0,0600,148*0,05= 0,007

Р21

Количество продувочной воды, на выходе из сепаратора непрерывной продувки

G'пр

кг/с

G'пр- Дпр

0,6-0,089= 0,5110,70-0,104= 0,5960,32-0,060= 0,330,05-0,007= 0,043

Р22

Внутрикотельные потери пара

Дпот

кг/с0,02*Д0,02*1212* 0,240,02*14,11= 0,280,02*7,91= 0,160,02*0,96= 0,02

Р23

Количество воды на выходе из деаэратора

Gд

кг/с

Д+ Gпр+ Пут

13,4415,539,022,07

Р24

Выпар из деаэратора

Двып

кг/с

dвып*Gд

0,002*13,44= 0,0270,002*15,53= 0,030,002*9,02= 0,0180,002*2,07= 0,004

Р25

Количество умягченной воды, поступающей в деаэратор

Gхво

кг/с

потр-Gпотр)+ +G'прпотвып +Gут

2,4982,642,440,96

Р26

Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку

Gс.в

кг/с

Кс.н.хво*Gхво

1,2*2,498= 3,21,2*2,64= 3,171,2*2,44= 2,931,2*0,96= 1,15

Р27

Расход пара для подогрева сырой воды

Дс

кг/с

Gсв*(Т31)*С/(i2-i6)*0.98

0.130.130.120.024

Р28

Количество конденсата от подогревателей сырой воды, поступающей в деаэратор

Gс

кг/с

Дс

0,130,130,120,024

Р29

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

GS

кг/с

Gк+Gхво+Gспрвып

13,8915,9510,072,01

Р30

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

Gк/ GS

0,80,820,680,4

Р31

Удельный расход пара на деаэратор

dд

кг/кгРис.11 [ ]0,05250,0520,0560,0753

Р32

Абсолютный расход пара на деаэратор

Д*g

кг/с

dд* GS

0.75

Р33

Расход пара на деаэратор питательной воды и для подогрева сырой воды-кг/с

gс)*

0,75+0,13= 0,880,82+0,13= 0,950,56+0,12= 0,880,15+0,024= 0,179

Р34

Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь

Д*'

кг/с

Д+(Дgс)

12,12+0,88= 13,0014,11+0,9= 15,067,91+0,68= 8,590,96+0,179= 1,13

Р35

Внутрикотельные потери пара

Дпот

кг/с

Д' * (Кпот/(1-Кпот))

0,260,30,170,023

Р36

Суммарная паровая нагрузка на котельную

Д*сум

кг/с

Д'+Дпот

13,2615,368,761,153

Р37

Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки

Gпр

кг/с

n/100*Dсум

0,610,710,420,055

Р38

Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки

Dпр

кг/с

Gпр*(i7*0,98-i8)/ (i3-i8)

0,0910,1040,060,008

Р39

Количество продувочной воды на выходе их сепаратора непрерывной продувки

G'пр

кг/с

Gпр-Dпр

0,5190,6060,360,047

Р40

Количество воды на питание котлов

Gпит

кг/с

Dсум+Gпр

13,8716,079,181,208

Р41

Количество воды на выходе из деаэратора

Gg

кг/с

Gпит+Gут

14,5917,1579,901,93

Р42

Выпар из деаэратора

Dвып

кг/с

dвып*Gg

0,0290,0340,020,004

Р43

Количество умягченной воды, поступающее в деаэратор

Gхво

кг/с

(Dпотр-Gпотр)-G'пр+ Dпот+Dвып+Gут

2,722,480,98

Р44

Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку

Gс.в

кг/с

Kс.н.хво*Gхво

1,2*2,57= 3,081,2*2,72= 3,241,2*2,48= 2,981,2*0,98= 1,12

Р45

Расход пара для подогрева сырой воды

Dc

кг/с

Gс.в.*(T3-T1)*C/ (i2-i8)*0,98

0,0680,140,120,02

Р46

Количество конденсата поступающего в деаэратор от подогревателей сырой воды

Gc

кг/с

Dc

0,0680,140,120,02

Р47

Суммарный вес потоков поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)

GS

кг/с

Gk+Gхво+Gc+Dпр-Dвып

13,916,049,781,96

Р48

Доля конденсата от подогревателей кг/с

Gk/ GS

11,12/13,90= 0,79713,11/16,04= 0,820,7360,486

Р49

Удельный расход пара на деаэратор

dg

кг/кгРис.110,05250,0520,0560,0753

Р50

Абсолютный расход пара на деаэратор

Dg

кг/с

dg* GS

0,7650,8350,550,15

Р51

Расход пара на деаэрацию питательной воды и подогрев сырой воды-кг/с

(Dg+Dc)

0,8330,9750,670,17

Р52

Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь

Д1

кг/с

D+(Dg+Dc)

12,12+0,87= 12,914,11+0,87= 15,077,91+0,67= 8,580,96+0,17= 1,13

Р53

Суммарная паровая нагрузка на котельную

Dсум

кг/с

Д1+Dпот

13,2115,3858,751,153

Р54

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

Кс.н.

%

gс)/Dсум*100

6,36,347,6614,74

Р55

Количество работающих котлов

Nк.р.

Шт.

Dсум/Dкном

2221

Р56

Процент загрузки работающих паровых котлов

Кзат

%

Dсум/Dкном*Nк.р.* *100%

95,17110,846316,6

Р57

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

Gсет.п.

кг/с

Gсет*(tmax1-t1)/ /(tmax1-t3)

040,2249,527,03

Р58

Количество воды пропускаемое через подогреватели сетевой воды

Gсет.б.

кг/с

Gсет- Gсет.п.

51,3794,13-40,22= 53,9166,56-49,52= 17,049,20-7,03= 2,17

Р59

Температура сетевой воды на входе в пароводяные подогреватели

t4

°C

[t1max(i6-tк.б.с.)+ t3(i2-i6)]/(i2- tк.б.с.)

81,671,257,458,6

Р60

Температура умягченной воды на выходе из охладителя продувочной воды

Т4

°C

T3+G'пр/Gхво*(i8/c --tпр)

33,632,131,137,2

Р61

Температура умягченной воды поступающей в деаэратор из охладителя пара

Т5

°C

T4+Dвып/Gхво*(i4-i5)/c

37,835,634,439,2
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 Dсум=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 . GЗ СЕТ=93,13 кг/с = 338,87 т/ч Необходимая производительность сетевых насосов, приведенная к плотности rВ =1000кг/м3, м/ч GСН=GЗ СЕТ/rВ70=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. HC P=1,1 Н (1.2) Иэ данных гидравлического расчета тепловой сети Н = 0,7 МПа Тогда HC 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 QПИТ=1,1*DСУМ (1.3) где DСУМ -суммарная паропроизводительность котельной из табл.1.5 п.53: DСУМ=15,377 кг/с QПИТ=1,1*15,377 = 16,91 кг/с=60,89 т/ч Напор, который должны создавать питательные насосы для паровых котлоагрегатов, МПа НПИТ=1,15*(Рбд)+НСЕТ (1.4) где Рб - наибольшее возможное избыточное давление в котлоагрегате, Рб =1,3 МПа Рд - избыточное давление в деаэраторе ,Рд=0,12МПа НСЕТ- соиротивление всасывающего и нагнетающего трубопроводов. Принимаегл НСЕТ=0,15МПа ННАС= 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) QК НАС= К(табл.1.5. п.18)=13,11 кг/с=47,2 м3/ч Напор развиваемый конденсатным насосом, МПа Нкон=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 Gподп=0,72 кг/с=2,592 м3/ч Давление, создаваемое подпиточным насосом, должно обеспечить невскипание воды на выходе из котельной Нпод=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) GД=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 СР=55,2%, НР=3,8%, ОР=5,8%, WР =1,0%, SР=3,2%, АР=23%, NP=8%, QP H=22040КДж/кг, VГ=40%, Величины коэффициента избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева определяем последовательно an=ai+Da (1.3) где ai - коэффициент избытка воздуха предыдущего газохода Da - нормативный присос воздуха Таблица 1.6 Коэффициенты избытка воздуха
№ п/пГазоход Коэффициент избытка воздуха за топкой.Da

an

1Топка1,350,11,35
2Конвективный пучок0,11,45
3Воздухоподогреватель0,081,53
4Водяной экономайзер0,11,63
1.7.2. Расчет обьемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания Расчет теоретического объема воздуха V0=0,0889*(Ср+0,375*Sрогр+к)+0,265*Нр-0,0333*Ор 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 a=1 м3/кг VORO2=1,866*(CP+0,375Sрогр+к)/100=1,866*(55,2+0,375*3,2)/100=1,0524 VONO2=0,79*V°+0,08*Np=0,79*5,83+0,008*1=4,612 VOH2O=0,111НР+0,0124WР+0,0161V0=0,111*3,8+0,0124*8+0,0161*5,83=0,6148 Таблица 1.7 Характеристики продуктов сгорания
ВеличинаЕд. изм.Газоходы

1

3

4

5

6

7

1Коэффициент избытка воздуха за топкой

aТ

1,35
2Нормативный присосDa0,10,10,080,1
3Коэффициент избытка воздуха за газоходом

an

1,351,451,531,63
4

Объем трехатомных газов. VRO2=V0RO2

м3/кг

1,05241,05241,05241,0524
5

Объем двухатомных газов. VN2=V0N2+0.0161*V0

-“-6,9437,5268,1098,285
6

Объем водяных паров VH2O=V0H2O+0,0161(a- -1)* V0

-“-0,6520,6620,6710,674
7

Суммарный объем дымовых газов

VГ=VRO2+VN2+VH2O

-“-8,6479,249,83210,0114
8

Объемная доля трехатомных газов

rRO=VRO2/VГ

-“-0,1220,1140,1070,105
9

Объемная доля водяных паров rH2O=VH20/VГ

-“-0,1970,1860,1760,077
10

Концентрация золы в дымовых газах, m=Ар*aун/100*Vг

-“-3,993,733,513,29
Таблица 1.8 Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива, КДж/кг
J, °С

I0=(ctв)*V0

I0RO2=(cJ)RO2* *V0RO2

I0N2=(cJ)N2*V0N2

I0H2O=(cJ)H2O* *V0H2O

I0S

1

2

3

4

5

6

3039*5,83=227,2
100132*5,83=769,3169*0,054= 187,134,62*130= 600,6151*0,616= 92,87871,596
200286*5,83=1550,3357*1,05= 376,3260*4,62= 1201,2304*0,615= 186,961764,44
300403* .=2348,68559* . 589,10392*.1811,04463*.284,752674
400542*.=3158,76772*.=813,69527*.=2434,74626*.=384,993633,42
500664*.=3986,35996*.=1049,78664*.=3067,68794*.=488,314605,89
600830*.=4837,241222*.= 1287,99804*.=3714,48967*.=594,715597,18
700979*.=5705,611461*.= 1539,89946*.=4370,521147*.=705,416615,82
8001130*.=6585,641704*.= 1796,021093*.= 5049,661335*.=821,03766,71
9001281*.=7465,671951*.= 2056,351243*.= 5742,661524*.=937,268736,27
10001436*.=8369,012202*.= 2320,911394*.= 6440,261725*.= 1060,869822,05
12001754*.=10222,312717*.= 2863,721695*.= 7890,92131*.= 1310,5712005,19
14002076*.=12098,93240*.= 3414,962009*.= 9281,582558*.= 1573,1714269,71
16002403*.=14004,663767*.= 3970,422323*.= 10792,283001*.= 1845,6216548,3
18002729*.=15904,614303*.= 4535,362648*.= 12206,043458*.= 2126,6718868,07
20003064*.=17856,94843*.= 5104,522964*.= 13963,683926*.= 8414,4921212,69
Таблица 1.9 Энтальпия продуктов сгорания в газоходах
J, °С

I0в,

КДж/кг

I0г,

КДж/кг

Газоходы и коэф-ты избытка воздуха

aТ=1,35

akr=1,45

aэк=1,53

aвп=1,63

Iг

Iг

Iг

Iг

1234567
30227,2
100871,5961007,91015
2001764,441900,761964
3002674,982811,32870
4003633,423747,023754
5004605,894719,49
6005597,185710,49
7006615,826729,42
8007666,717780,31
9008736,378849,87
10009822,059912,939935,65
120012005,1912096,07
140014289,7114360,59
160016548,316639,18
180018868,0718958,95
200021212,6921303,57
220023557,323648
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
НаименованиеОбозначения

Расчетная ф-ла, способ

опр.

Единицы измеренияРасчет
12345
Распологаемая теплота

Qpp

Qpp=Qpн

КДж/Кг22040
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

Jух

исх.данные

oC

135
Энтальпия уходящих газов

Iух

по табл. 1.9КДж/Кг1320
Т-ра воздуха в котельной

tхв

по выбору

oC

30
Энтальпия воздуха в котельной

I0хв

по табл. 1.8КДж/Кг227,2
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

ашл*Iзр/Qрн

%

0,15*1206*

*23/22040=0,19

Сумма тепл. ПотерьSq%

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

+0,19=16,04

КПД катлоагрегатаh100-SQ%100-16,04=83,96
Коэф. Сохранения теплотыj

1-q5/(h+ q5)

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

=0,957

Производительность агрегата по паруDпо заданиюКг/с25/3,6=6,94
Давление раб. телаPпо заданиюМПа1,4
Т-ра рабочего тела

tнп

по заданию

oC

195
Т-ра питательн. воды

tпв

по заданию

oC

104
Удельная энтальпия р.т.

iнп

по табл.vi-7[4]КДж/Кг2788,4
Удельная энт. питат. воды

iпв

по табл.vi-7[4]КДж/Кг439,4
Значение продувкиnпо задан.%4,8
Полезно исп. теплота вагрегате

Q1

D*(iнп-iпв)+n*

*D(Iкв-Iнп)

кВт

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

=16432,3

Полный расход топливаВ

Q1/hQрр

Кг/с16432,3/0,8396* *22040=0,88
Расчетный расход

Вр

В*(1-q4/100)

Кг/с

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

=0,836

Таблица 1.11 Тепловой расчет котлоагрегата КЕ-25-14с
НаименованиеОбозначениеРасчетная формула или способ определенияЕд. изм.Расчет
123456
Поверочный теплообмен в топке
1.Температура холодного воздуха

tв

oC

30
2.Энтальпия холодного воздуха

Iхв

табл. 1.10КДж/Кг227,2
3.Температура воздуха после воздухоподогревателя

tгв

принимается

oC

120
4.Энтальпия воздуха после воздухоподогревателя

Iгв

диаграмаКДж/кг925,5
5.Количество теплоты вносимое в топку воздухом

Qв

Iг.в.(aт-1)+ I°х.в.*Daт

КДж/кг925,5*(1,35-1,0)+227,2*0,1=346,6
6.Полезное тепловыделение в топке

Qт

Qрр(100-q4-q3-q5)/(100-q4)+Qв

КДж/кг22040*(100-0,8-5,0-3,8)/(100-5)+346,6=22126,4
7.Адиабатическая температура горения

tа

табл. 1.9

oC

2170
8.Температура газов на выходеJпо предварительному выбору табл. 5-3[4]

oC

1050
9.Энтальпия газов на выходе

Iт

табл. 1.9КДж/Кг10458,7
10.Площадь зеркала горенияRпо чертежу

м2

13,4
11.Суммарная поверхность стен

Fст

по чертежу

м2

115,2
12.Диаметр экранных труб

dнб

по чертежумм51*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

Нлп

по чертежу

м2

92,1
15.Объем топочной камеры

Vт

по чертежу

м3

61,67
16.Степень экранирования топкиY

Нэкр/Fст

-0,8
17.Толщина излучающего слоя

Sт

3,6*Vт/Fст

м3,6*61,67/115,2=1,93
18.Относительное положение максимальных температур по высоте топкиXстр. 28[4]0,3
19.Параметр учитывающий распре-деление температуры в топкеМ

0,59-0,5*Xт

0,59-0,5*0,3=0,44
20.Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания

Vгс*ср

КДж/Кг(22040-10458,7)/(2170-1050)=11,35
21.

Объемная доля: водяных паров

трехатомных газов

гH20

гRO2

табл. 1.7

табл. 1.7

0,075

0,122

22.Суммарная объемная доля трехатомных газов

гn

ГH20+ ГRO2

0,197
23.Произведение

P*гn*Sт

м*МПа0,1*0,197*1,93=0,036
24.Степень черноты факелаАрис. 5-4[4]0,28
25.

Коэффициенты ослабления лучей:

3-х атомных газов

золовыми частицами

частицами кокса

kг

kз

kкокс

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

kгn

1/(м*Мпа)7,2*0,197+0,04*3,99+10*0,5*0,03==1,77
28.Суммарная сила поглощения топочного объемаkps1,77*0,1*1,93=0,327
29.Степень черноты топки

ат

рис. 5-3 [4]0,57
30.Коэффициент тепловой эффективности

Yср

S*Hтл/Fст

0,6*92,1/115,2=0,48
31.Параметрr

R/Fст

-13,4/115,2=0,12
32.Тепловая нагрузка стен топки

Qт

Вр*Qт/Fст

кВт/м2

0,836*22040/115,2=159,9
33.Температура газов на выходе из топки

J’’т

рис. 5-7 [4]

оС

1050
34.Энтальпия газов на выходе из топки

I’’т

IJ - диаграммакДж/кг10458,7
35.Общее тепловосприятие топки

Qт

j(Qт- I’’т)

кДж/кг0,96*(22126,4-10458,7)=11202,9
123456
Расчет конвективного пучка
1.Температура газа перед газоходом

Jкг

из расчета топки

оС

1050
2.Энтальпия газа перед газаходом

Iкг

из расчета топкикДж/кг10458,7
3.Температура газа за газоходом

J’’кп

принимается

оС

400
4.Энтальпия газа за газаходом

I’’кп

диаграммакДж/кг3747
5.

Диаметр труб

шаг поперечный

шаг продольный

dн*d

S1

S2

из чертежа

мм

мм

мм

51*2,5

110

95

6.Число труб поперек движения газа

Z1

из чертежашт22
7.Число труб вдоль потока газа

Z2

из чертежашт55
8.Поверхность нагрева

Hкп

из чертежа

м2

417,8
9.Ширина газоходаBиз чертежам2,32
10.Высота газоходаhиз чертежам2,4
11.Живое сечение для прохода газовF

b*h-Z*dн

м2

2,32*2,4-22*2,5*0,051=2,763
12.Толщина излучающего слоя

Sкп

0,9*dн*(4*S1*S2/(3,14*d2н)-1)

м0,9*0,051*(4*0,11*0,095/(3,14*0,05)-1)=0,189
13.Тепловосприятие по уравнению теплового баланса

Qбкп

j*(I-I’’+Daкп*Iхв)

кДж/кг0,96*(10458,7-3747+0,1*227,2=7063,1
14.Температурный напор в начале газохода

Dtб

Jкп-tнп

оС

1050-195=855
15.Температурный напор в конце газохода

Dtм

J’’-tнп

оС

400-195=205
16.Средний температурный напорDt

(Dtб-Dtм)/Ln(Dtб/Dtм)

оС

(855-195)/Ln(855/195)=459,2
17.Средняя температура газов в газоходе

Jср

0,5*(J+J’’)

оС

0,5*(1050+400)=725
18.Средняя скорость газов в газоходеw

Вр*Vг*(Jср+273)/(Fг*273)

м/с

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

=9,74

19.Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке

aк

рис. 6-6 [4]

Вт

м2*оС

63*1*0,925*0,95=58,45
20.Объемная доля водяных паров

ГH2O

табл. 1.8-0,072
123456
21.Суммарная объемная доля 3-х атомных газов

ГRO2

табл. 1.8-0,186
22.Суммарная поглощающая способность 3-х атомных газов

p*Гn*Sкп

м/МПа0,1*0,186*0,189=0,0033
23.Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами

kг

рис. 5-5 [4]1/(м*МПа)29,0
24.Суммарная оптическая толщина запыленного газового потока

kгп*P*Sт

29*0,186*0,1*0,189=0,1
25.Степень черноты газоварис. 5-4 [4]0,095
26.Температура загрязненной стенки

tз

оС

195+60=255
27.Коэффициент теплоотдачи излучением

a1

рис. 6-12 [4]

Вт/

2*оС)

9,36
28.Коэффициент использованияò0,9¸0,950,93
29.Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке

a1

ò(aк-aл)

Вт/

2*оС)

0,93*(58,95+9,36)=63,53
30.Коэффициент тепловой эффективностиyтабл. 6-20,6
31.Коэффициент теплопередачиК

y*a1

Вт/

2*оС)

0,6*63,53=38,5
32.Тепловосприятие пучка

Qткп

К*Н*Dt/Вр*103

КДж/кг

38,5*417,8*459,15/(0,836*103)=7907

33.Расхождение величин

(Qткп-Qбкп)/Qткп*100%

%(7907-7663,1)/7907*100=3,1
Расчет воздухоподогревателя
1.Температура газов на входе в воздухонагреватель

Jвп

из расчета конвективного пучка

оС

400
2.Энтальпия газов на входе в воздухонагреватель

Iвп

из расчета конвективного пучкаКДж/кг3747
3.Температура газов на выходе из воздухонагревателя

J’’вп

по предварительному выбору

оС

270
4.Энтальпия газов на выходе из воздухонагревателя

I’’вп

IJ - диаграммаКДж/кг2538
5.Температура холодного воздуха

tх

оС

30
6.Тепловосприятие по балансу

Qбвп

j(I-I’’+Da*I*L)

КДж/кг0,95*(3747-2538+0,08*227,2)=828,7
123456
7.Температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя

tгв

по предварительному выбору

оС

120
8.Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя

Iгв

диаграммаКДж/кг925,5
9.Тип воздухоподогревателяПрил. 1 [1]Тип Ш, площадь поверхности нагрева 166
10.Диаметр труб

dн

Прил. 1 [1]мм40*1,5
11.

Относительный шаг

поперечный

продольный

S1

S2

Прил. IV

1,5

2,1

12.Отношение

r

aвп-Daвп

1,35-0,1=1,25
13.Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя

I’’вп

Qбвп/(r+Da/2)+I0вх

КДж/кг828,7/(1,25+0,08/2)+227,3=869,7
14.

Температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя

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

t’’вп

по IJ - таблице

оС

115
15.Средняя температура газов

Jср

0,5*(J+J’’)

оС

0,5*(400+270)=335
16.Средняя температура воздуха

tср

0,5*(t+t’’)

оС

0,5*(115+30)=72,5
17.Средняя скорость воздуха

wв

6¸8м/с8
18.Средняя скорость газов

wг

12¸16м/с12
19.Большая разность температур

Dtб

J-t’’

оС

400-115=285
20.Меньшая разность температур

Dtм

J’’-t

оС

270-30=240
21.Средний температурный напорDt

(Dtб-Dtм)/Ln(Dtб/Dtм)

оС

(285-240)/Ln(285/240)=262
22.Секундный расход газа

Vг

Вр*Vг*(Jср+273)/273

м3

0,836*9,832*(335-273)/273=18,3
23.Секундный расход воздуха

Vв

Вр*Vв*(Jср+273)/273

м3

0,836*8,162*(725-273)/273=8,63
24.Коэффициент теплоотдачи с воздушной стороны

aк

рис. 6-5 [4]

Вт/

2*оС)

72*0,9*0,88*1,02=62,7
25.Коэффициент теплоотдачи от газов с стенке

aл

рис. 6-7 [4]

Вт/

2*оС)

35*1,03*1,02=36,8
123456
26.Коэффициент использования воздухоподогревателяòтабл. 6-30,7
27.Коэффициент теплопередачиК

ò*(aк*aл)/ (aк-aл)

Вт/

2*оС)

0,7*(62,7*36,8)/(62,7-36,8)=16,2
28.Тепловосприятие по уравнению теплообмена

Qтвп

К*Н*Dt/(Вр*103)

КДж/кг

16,2*262*166/(0,836*103)=842,7

29.РасхождениеDQ%100*(842,7-828,7)/842=1,6% 2%
Расчет водяного экономайзера
1.Температура газов перед экономайзером

Jэк

из расчета воздухоподогревателя

оС

270
2.Энтальпия газов перед экономайзером

Iэк

из расчета воздухоподогревателяКДж/кг2538
3.Температура газов за экономайзером

J’’эк

принимаем

оС

135
4.Энтальпия газов за экономайзером

I’’эк

диаграммаКДж/кг1320
5.Тепловосприятие экономайзера

Qбэк

j(I-I’’+a*I*L)

КДж/кг0,96*(2538-1320+0,1*277,4)=1241
6.Температура питательной воды

tпв

по заданию

оС

104
7.Энтальпия питательной воды

Iпв

по заданиюКДж/кг439,2
8.Энтальпия воды за экономайзером

Iэк

Iпв+Qбэкр/D

КДж/кг439,2+1241*0,876/6,94=568,5
9.Тип экономайзераприл. V1 [4]ЭП-646
10.Температура воды за экономайзером

t’’в

табл. V1-6 [4]

оС

136
11.Большая разность температур

Dtб

J-t’’в

оС

270-135=134
12.Меньшая разность температур

Dtм

J’’-tпв

оС

135-100=35
13.Средний температурный напорDt

(Dtб-Dtм)/Ln(Dtб/Dtм)

оС

(134-35)/Ln(134/35)=62,8
14.Средняя температура газов

Jср

0,5*(J+J’’)

оС

0,5*(270+135)=202,5
15.Длина труыLтабл. 1V-2 [4]м2
16.Средняя скорость газовwпринимается 6¸12м/с11
17.Секундный расход газов

Vсек

Вр*Vг*(Jср+273)/273

м3

0,836*10,011*(202+273)/273=14,24
123456
18.Живое сечение всего экономайзера¦

Vсек/wэк

м2

14,24/8=1,78
19.Коэффициент теплопередачиkрис. 6-4 [4]

Вт/

2*оС)

25,8
20.Типовая поверхность нагрева экономайзера

Нэк

табл.1У-2 [4]

М2

646
21.Расчетная поверхность нагрева экономайзера

Нэк

Q*Вр*103/(К*Dt)

м2

1241*0,816*103/(62,8*25,8)=640

22.Тепловосприятие ступени по уравнению теплообмена

Qт

К*Н*Dt/(Вр*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
НаименованиеОбозначениеЕд. изм.Расчетное значение
12345

Тепловой баланс

1.Распологаемая теплота топлива

Qрр

КДж/Кг22040
2.Температура уходящих газов

Jух

oC

135
3.Потеря теплоты с уходящими газами

q2

%6,25
4.К.П.Д.h%83,96
5.Расход топлива

Bр

Кг/с0,836

Топка

1.Температура воздуха

tв

oC

120
2.Теплота, вносимая воздухом

Qв

КДж/Кг346,6
3.Полезное тепловыделение

Qт

КДж/Кг22126,4
4.Температура газов на выходе

Jт

oC

1050
5.Энтальпия газов на выходе

Iт

КДж/Кг10458,7
6.Тепловосприятие

Qт

КДж/Кг11202,9

Конвективный пучок

1.

Температура газов:

на входе

на выходе

J

J’’

oC

oC

1050

400

2.

Энтальпия газов:

на входе

на выходе

I

I’’

КДж/Кг

КДж/Кг

104587

3747

3.Тепловосприятие поверхности нагрева

Qбкп

КДж/Кг7663,1

Воздухоподогреватель

1.

Температура газов:

на входе

на выходе

J

J’’

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

tв

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

Qбвп

КДж/Кг828,7

Экономайзер

1.

Температура газов:

на входе

на выходе

J

J’’

oC

oC

270

135

2.

Энтальпия газов:

на входе

на выходе

I

I’’

КДж/Кг

КДж/Кг

2538

1320

3.Тепловосприятие поверхности нагрева

Qбэк

КДж/Кг1241
Расчетная невязка теплового баланса парогенератора, КДЖ/кг Q=Qрр*h-(Qтл+Qкп+Qэк)*(1-Q4/100) Q = 22040*0,8396-(11202,9+7663,1+1241)*(1-5/100)=59,7 Q/Qрр = 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. Vв =Voр*aт*(tв+273)/273=5,83*0,836*1,35*(115+273)/273=9,35 где Вр - расчетный расход топлива. Вр=0,836 кг/с - из теплового расчета Vo - теоретический расход воздуха для сгорания 1кг топлива Vo=5,83 м3/кг - из теплового расчета aт - коэффициент избытка воздуха в топке, aт=1,35 2. Скорость воздуха по тракту, м/с w=10 (принимаем) 3. Сечение главного тракта, м2 F=Vв/wв=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 rв=rов*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 S¦=5,8 7. Потеря давления на местные сопротивления, Па Dhме=S¦*w/2*r = 5,8*102/2*0,91=263,9 8. Сопротивление воздухоподогревателя, Па Dhвп=400 9. Аэродинамическое сопротивление топочного оборудования, Па Dhто=500 10. Полное аэродинамическое сопротивление воздушного тракта, Па Dhв=Dhме+Dhвп+Dhто=263,9+400+500=1163,9 11. Производительность вентилятора, м3/с (м3/ч) Qв=1,1*Vв=1,1*9,35=10,285 (37026) кг/с (м3/ч) 12. Полный напор вентилятора, Па Нв=1,2*Dhв=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=Vпр=l0,0ll*0,836=8,37 где Vп - суммарный объем продуктов сгорания 1кг топлива = 10,011м3/кг(табл.1.7) 2. Температура продуктов сгорания за экономайзером, oC Jух=135 oC (табл.1.10) 3. Объем продуктов сгорания перед дымососом, м3/с Vдг= Vг *(273+Jух)/273=8,37*(273+135)/273=12,51 4. Плотность пропуктов сгорания при соответствующих температурах, кг/м3 r=273/(273+Ji) - перед дымососом rд=1,34*273/(273+132)=0,897 - перед дымовой трубой rдт=1,34*273/(273+132)=0,903 5. Средняя скорость продуктов сгорания по тракту, м/с w= 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 S¦ =9.9 8. Потери напора в местных сопротивлениях, Па Dhме=S¦*w/2*r=9,9*102/2*0.9 =445,5 9. Высота дымовой трубы, м H=8О 10. Скорость газов в дымовой трубе, м/с wд=16 11. Внутренний диаметр устья трубы, м dу=SQRT(12,51*2*4/(3,14*16))=2 12. Диаметр основания трубы, м dосн=dу+0,02*Hтр=2+0,02*80=3,6 13. Средний диаметр трубы, м dср=dу+dосн=(2+3,6)/2=2,8 14. Потеря напора на трение в дымовой трубе, Пa Dhтр=¦*H/dср*w2/2*r=0,02*80/2,80*162/2*0,903=92,47 15. Сопротивление котлоагрегата, Па Dhк=1227 16. Самотяга в дымовой трубе, Па Dhсам=H*(rв-rг)*g=80(l,16-0,903)*9,8l=20l,7 17. Полное аэродинэмическое сопротивление тракта продуктов сгорания, Па Dh=Dhмс+Dhтр+Dhк-Dhсам=445,5+92, 47+1227-201,7=1563,27 18. Расчетная производительность дымососа, м3/с (М3/2) Qд=1,1*Vгд=1,1*12,51=13,81 (49702) 19. Расчетный напор дымососа, Па Hд=l,2*Dh=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
ОбознаЕдиница измерения
Наименованиечениемг.экв/лмг/л
1.Сухой остаток

Cв

-1017
2.Жесткость общая

Жо

8,6-
3.Жесткость карбонатная

Жк

4,0-

4.

5.

6.

Катионы: кальций

магний

натрий

Ca2+

Mg2+

Na+

4,8

3,8

1,16

96,2

46,2

32,6

7.Сумма катионовКат9,76175

8.

9.

10.

Анионы: хлориды

сульфаты

бикарбонаты

Cl

SO42-

HCO3-

-

-

-

124

390

-

11.Сумма анионов

АН

--
12.

Pн=7,5

2.2. ВЫБОР СХЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ВОДЫ Выбор схемы обработки воды для паровых котлов проводится по трем основным показателям: - величине продувки котлов; - относительной щелочности котловой воды; - по содержанию углекислоты в паре. Сначала проверяется, допустима ли наиболее простая схема обработки воды натрий катионирования по этим показателям. Продувка котлов по сухому остатку, % определяется по формуле Рп=(Схк*100)/(Ск.в*x*Пк)=1072*0,123/(3000-1072*0,123)*100=4,6% где Сx - сухой остаток химически очищенной воды, мг/л, Cxв+2,96Н-10,84Н=1017+2,96*4,8+10,84*3,8=1072 мг/л Пк - суммарные потери пара; в долях паропроизводительности котельной Ск.в - сухой остаток котловой воды, принимается по данным завода изготовителя котлов Относительная щелочность котловой воды равна относительной щелочности химически обработанной воды, %, определяется по формуле Щ’=40*Жк*100=40*4*100/1072=14,9% < 20% где 40 - эквивалент Щ мг/л Щi- щелочность химически обработанной воды, мг.экв/л, принимается для метода Na -катионирования, равной щелочности исходной воды (карбонатной жесткости). Количество углекислоты в паре определяется по формуле: Суг=22*Жк*a0*(a'-a")=22*4,0*0,19(0,4+0,7)=18,39 мг/л 18,39мг/л < 20мг/л где a0 - доля химически очищенной води в питательной; a' - доля разложения НСO3 в котле, при давлении 14кгс/см2 (1,4МПа) принимается равной 0,7 a'' - доля разложения НСO3 в котле, принимается равной 0,4 Производительность цеха водоподготовки принимаем из табл. 1.5 п.44 - количество сырой воды, поступающей на химводоочистку. Следовательно принимаем схему обработки воды путем натрий-катионирование. Gцр=Gс.в.=3,24кг/с=11,66 м3/ч 2.3. РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ Расчет оборудования необходимо начинать с хвостовой части т.е. с натрий- катионитных фильтров второй ступени, т.к. оборудование должно обеспечить дополнительное количество воды, идущей на собственные нужды водоподготовки. 2.3.1. Натрий-катионитные фильтры второй ступени. Для сокращения количества устанавливаемого оборудования и его унификации принимают однотипные конструкции фильтров для первой и второй ступени. Для второй ступени устанавливаем дла фильтра: второй фильтр используется для второй ступени в период регенерации и одновременно является резервным для фильтров первой ступени катионирования. Принимаем к установке фильтр ФИПА 1-1, 0-6 Ду = 1000мм, Н=2м. Количество солей жесткости полдлежащих удалению определяется по формуле: Ап=24*0,1*Gцр=24*0,1*11,66=27,98 г.экв/сутки, где 0,1 - жесткость фильтрата после фильтров первой ступени катионирования, мг.экв/л Gцр - производительность натрий-катионитового фильтра, м3/ч Число регенерации фильтра в сутки: n=A/¦*h*E*nф=27,98/0,76*2*424*1=0,04 рег/сут. Где h - высота слоя катионита, м ¦ - площадь фильтрования натрий-катионитного фильтра, ¦=0,76м2, табл.5 [3] n - число работающий фильтров E - рабочая обменная способность катионита,г.экв/м^ E=j*y*Eп-0,5*g*0,1=0,94*0,82*550-0,5*7*0,1=424 г.экв/м3 где j - коэффициент эффективности регенерации принимается по табл. 5-5 [5] j=0,94 y - коэффициент, учитывающий снижении обменной способности катионита по Са+ и Mg+ за счет частичного задержания катионов, принимается по табл. 5-6 [5] y=0,82 Eп - полная обменная способность катионкта, г.экв/м3, принимается по заводским данным g - удельный расход воды на отмывку катионита м33, принимается по табл. 5-4 [5] g=7 0,5 - доля умягчения отмывочной воды Межрегенерационный период работы фильтра t =1*24/0,04-2 = 598ч 2 - время регенерации фильтра, принимаем по табл. 5-4 [5] Скорость фильтрования wф=11,66/(0,76*1)=15,34м/ч Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П ступени: QNaCl=424*0,76*2*350/1000=225,57 кг/рег где g - удельный расход соли на регенерацию фильтров, 350г.экв/м3 по табл. 5-4 [5] Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию составит: Qн.р=QNaCl*100/(1000*1,2*26)=225*57*100/(1000*1,2*26)=0,72м3 где 1,2 - удельный вес насыщенного раствора соли при t =20°С 26 - 26%-ное содержание соли NaCl в насыщенном растворе при t =20°С Расход технической соли в сутки Qтехн= QNaCl*100/93=225*57*0,04*100*1/93=9,7 кг/сут где 93 - содержание NaCl в технической соли, % Расход технической соли на регенерацию фильтров в месяц Qм=Qт*30=9,7*30=291 кг Расход воды на регенерацию натрий-катионитного фильтра слагается из: а) расхода воды на взрыхляющую промывку фильтра Вв=b*z/100=30*76*60*15/1000=2,05м3 где b - интенсивность взрыхляющей промывки фильтров л/м2 принимается по табл. 5-4 [5], b=30 л/м2 z - продолжительность взрыхляющей промывки, мин. принимается по табл. 5-4 [5], z=15 б) расхода воды на приготовление регенерационного раствора соли Врег=QNaCl*100/(1000*g*r)=225,57*100/(1000*7*1,04)=3,1м3 где 100 - концентрация регенерационного раствора, принимается по табл. 5-4 [5] r - плотность регенерационного раствора, принимается по табл. 15.6 [5], r=1,04 кг/м3 в) расхода воды на отмывку катионита от продуктов регенерации: Вотм=q*¦*tрег=7*0,76*2=10,64 м3 где q - удельный расход воды на отмывку катионита, принимается 7 м3 3 по табл. 5-4 [5] Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П-ой ступени с учетом использования отмывочных вод для взрыхления: Врег=2,05+3,1+(10,64-2,05)=13,74м3/рег Расход воды в сутки в среднем составит: Всут=13,74*0,04 = 0,55м3/сут 2.3.2. Натрий-катионитные фильтры 1 ступени Принимаются к установки как и для второй ступени два фильтра Æ = 1000мм, Н=2м. Количество солей жесткости подлежащих удалению определяется по формуле: A1=24*(К0-0,l)=24х(8,6-0,1)х11,66=2378,64 г.экв/л где Ж- общая весткость воды, поступающая в натрий-катионитные фильтры 0,1 - остаточная жесткость после первой ступени катионирования. Рабочая обменная способность сульфоугля при натрий-катионировани. Е=0,74*0,82*550-0,5*7*8,6=304 г.экв/м3 Число регенерации натрий-катионитных фильтров первой ступени: n=2378,64/(0,76*2*304*2)=2,57 рег/сут Межрегенерационный период работы каждого фильтра Т1=24*2/2,57-2=16,67 Нормальная скорость фильтрации при работе всех фильтров: wф=11,66/(0,76*2)=7,67 Максимальная скорость фильтрации (при регенерации одного из фильтров) wф=11,66/(0,76*(2-1))=15,34 м/ч Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра первой ступени QNaCl=304*0,76*2*150/1000=69,31 кг/рег Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию Q=69,31*100/(1000*1,2*26)=0,22 м3 Расход технической соли в сутки Qс=69,31*257*100*2/93=383,07 кг/сут Расход технической соли на регенерацию натрий-катионитных фильтров первой ступени в месяц Qм=30*383,07=11492 кг/мес. Расход воды на взрыхляющую промывку фильтра Впр=3*0,76*60*12/1000=2,05 м3 Расход воды на приготовление регенерационного раствора соли Врег=69,21*100/(1000*7*1,04)=0,95 м3 Расход воды на отмывку катионита Вотм=7*0,76*2=10,64 м3 Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра 1 ступени с учетом использования отмывочных вод для взрыхления В=2,05+0,95+(10,64-2,05)=11,59 м3/рег Расход воды на регенерацию натрий-катионитных фильтров 1 ступени в сутки Всут=11,59*2,57*2=59,57 м3/сут Среднечасовой расход воды на собственные нужды натрий-катионитных фильтров первой и второй ступени: в=59,57*0,55/24=2,51 м3/ч 2.4. РАСЧЕТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ 2.4.1. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ Исходные данные: 1. Температура греющей воды (конденсата) на входе в подогреватель (табл. 1.4. п.34) Т1=165о С 2. Температура греющей воды (конденсата) на выходе из подогревателя (табл. 1.4 п.3З) Т2=80о С 3. Температура нагреваемой воды на входе в подогреватель (табл. 1.4 п.5) t2=70о С 4. Температура нагреваемой вода на выходе из подо- гревателя (табли.5 п.59) t1 =82,34оС 5. Расчетный расход сетевой воды( табл. 1.5п .6) G=51,37кг/с РАСЧЕТ Принимаем к установке два водоводяных подогревателя. Так как в работе будут находиться две установки, то расход нагреваемой воды через одну установку составит: G1=G/2=51,37/2=25,68 кг/с Расход греющей воды определяем из уравнения теплового баланса подогревателя: G1*(t1-t2)*C=G2*(T1-T2)*C*h где h - коэффициент,учитывающий снижение тепловой мощности за счет потерь в окружающую среду, принимаем h=0,96 G2=(25,68*(82,34-70))/((165-80)*0,96)=3,88 кг/с Средняя температура греющей воды Тср=(165+80)/2=122,5оС 7. Эквивалентный диаметр межтрубного пространства dэ=(D2-z*d2н)/(D-z*dн)=(0,2592-109*0,0162)/(0,259-109*0,016)=0,019559м 6. Скорость воды в трубках wтр=G1/(¦тр*r)=25,68/(0,01679*1000)=1,53 м/с 9. Скорость воды в межтрубном пространстве wмтр=G2/(¦мтр*1000)=3,88/(0,03077*1000)=0,126 м/с 10. Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам трубок a1=1,163*А1*w0,8мтр/d0,2э=1,163*2567,99*1,530,8/0,0195590,2=1495,7 Вт/м2к где А1 - Температурный множитель, определяемыйп по формуле A1=1400+18*Тср-0,035*Т2ср=1400+10*122,5-0,035*122,52=3079,8 11. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде a2=1,163*А2*w0,8тр/d0,2э=1,163*2567,99*1,530,8/0,0140,2=9815,03 Вт/м2к где A2=1400+18*tср-0,035t2ср=1400+l8*76,17-0,035*76,172=2567,99 12. Коэффициент теплопередачи К0=1/(1/a1+б/l+1/a2)=1/(1/1495,7+0,001/105+1/9815,03)=1283 Вт/м2к где б - толщина стенок латунных трубок l - коэффициент теплопроводности латуни l=105 Вт/мк при t =122оС Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева: К=К0*m=1283*0,75=962,25 Вт/м2к где m - поправочный коэффициент на загрязнение и неполное омывание поверхности нагрева =0,75 13. Поверхность нагрева подогревателя Н=G1*C*(t1-t2)/(K*Dt)=25,68*4190*(82,34-70)*0,85/(962,25*34,44)=34,06 м2 14. Количество секций подогревателя Z=H/Fi=34,06/20,3=1,7 где Fi - поверхность нагрева одной секции водоподогревателя Принимаем 2 секции 2.4.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ Потери напора воды в трубах 1. Внутренний диаметр трубок dвн=0,014м 2. Длина одного хода подогревателя: L=4м 3. Коэффициент трения / при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002м принимаем равным 0,04 4. Коэффициенты местных сопротивлений для одной секции: вход в трубки - 1 выход из трубок - 1 поворот в колене - 1,7 Сумма коэффициентов местных сопротивлений S¦=3,7 5. Потери напора воды в трубках для двух секций водоводяного подогревателя при длине хода 4м Dh=(l*Z/dвн+S¦)*w2тр*r/2=(0,04*4/0,014+3,7)*1,532*1000/2*2=354 МПа где r - плотность воды, принимаем равной 1000м/м3 - количество секций подогревателя, соединенных последовательно l - коэффициент трения Потери напора в межтрубном пространстве 1. Эквивалентный диаметр живого сечения межтрубного пространства dмтрэ=0,019559м 2. Коэффициент трения при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002м и принимаем равным 0,04 3. Коэффициент местного сопротивления подогревателя по межтрубному пространству определяем по формуле: ¦=13,5*¦мтрп=0,03077/0,03765*13,5=11,03 где ¦п - площадь сечения подходящего патрубка Средняя температура нагреваемой воды tср=(t1*t2)/2=(70+82,34)/2=76,17оС Среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагре ваемой водой Dt=(Dtб-Dtм)/ln(Dtб-Dtм)=(82,66-10)/ln(82,66/10)=34,44оС Где Dtб - большая разность температур = 165-82,34 = 82,66 °С Dtм - меньшая разность температур = 80-70=10 °С Для сетевой установки типа БПСВ-14 к дальнейшему расчету выписываем конструктивные данные водоводяного подогревателя 140СТ 34-588-68 3 а) внутренний диаметр корпуса Двн = 259 мм б) наружный и внутренний диаметр трубок dн=16мм, dвн=14мм в) число трубок в живом сечении подогревателя Z=109 г) площадь живого сечения трубок ¦тр=0,01679м2 д) площадь сечения межтрубного пространства ¦мтр=0,03077м2 е) поверхность нагрева одной секции Fi=20,3м2 ¦п=0,03765м2 ¦мтр - площадь живого сечения межтрубного пространства принимаем ¦м =0,03077м2 3 4. Потери напора воды в межтрубном пространстве двух секций водоводяного подогревателя Dhмтр=(0,04*4/0,019559+11,03)*(0,1262*1000)/2*2=305 Па где L - длина одного хода подогревателя, L=4м wмтр - скорость воды в межтрубном пространстве, wмтр=0,126м/с (из теплового расчета водоводяного подогревателя) r=1000 - плотность воды в кг/м3 2.4.3. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ Исходные данные: - Температура греющего пара при давлении 0,7 МПа (табл. 1.4 р.15) Т1=165°С - Температура нагреваемой воды на входе в подогреватель t2=82,34°С (табл. 1.5 п.59) - Температуру нагреваемой воды на выходе из подогревателя t1=150°С (табл. 1.4 п.3) 1. Количество теплоты расходуемое в подогревателе Q=25,68*4190*(150-82,34)*10-6=7,28 МВт где G1=25,68 кг/с - расход нагреваемой воды (из теплового расчета водоводяного подогревателя) 2. В сетевой установке БЛСВ-14 в качестве пароводяного подогревателя принят подогреватель 050СT 34-577-69. Из табл. 3 выписываем его техническую характеристику: а) поверхность нагрева Н =53,9м2 б) наружный диаметр Дн = 630мм в) длина трубок L =3м г) внутренний диаметр корпуса D =616мм д) число трубок Z=392 шт. е) диаметр латунных трубок 16мм ж) приведенное количество трубок в вертикальном ряду Zпр=17,8 шт. з) площадь живого сечения межтрубеого пространства ¦мтр=0,219м2 и) площадь живого сечения одного хода трубок ¦тр=0,0151м2 Скорость воды в трубках: wтр=25,68/(0,0151*1000)=1,7 м/с 4. Средняя температура нагреваемой воды tср=(150+82,34)/2=116,2 оС 5. Среднелогарифмическая разность температур между паром и водой: Dt=(82,66-15)/(82,66/15)=39,64 оС где Dtб - большая разность температур Dtб=165-82,34=82,66 оС Dtм - меньшая разность температур Dtм=165-150=15 оС 6. Средняя температура стенок трубок tстср=(Tср+ tср)/2=(165+116,2)/2=140,6 оС 7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок a12*1,163/(Zпр*dн*(T-tст 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: a21*1,163*w0,8тр/d0,2вн=3019*1,163*1,70,8/0,0140,2=12602 Вт/м2к где A1 - температурный множитель ,определяемый по формуле A1 = 1400+18*tср-0,035*t2ср=1400+18*116,2-0,035*116,22=3019 9. Коэффициент теплопередачи К0=1/(1/a1+0,001/l+1/a2)=1/(1/5983+0,001/105+1/12602)=3914 Вт/м2к Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева: К=3914*0,75 = 2935,5 Вт/м2к где 0,75- поправочный коэффициент на загрязнение и неполное смывание поверхности нагрева, m = 0,75 10. Поверхность нагрева пароводяного подогревателя H=7,28*106/(2935,5*39,64)=62,56 м2 11. Количество подогревателей Z=60,4/53,9=1,16 Принимаем 2 рабочих 2.4.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ Потери напора в трубках пароводяного подогревателя определяются по формуле: Dh=Dhтр+Dhмс=(l*L/dэ*Z+åò)*wтр*r/2=(0,04*3/0,014*4+13,5)*1,72*1000/2=69050 Па где Dhтр - потери напора на трение Dhмс - потери напора на местные сопротивления l - коэффициент трения, принимаемый при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости = 0,0002м равным 0,04 r-плотность воды, 1000 кг/м3 L - длина одного хода пароводяного подогревателя, принимаем 3м Z - количество ходов подогревателя, в данном дипломном проекте расчитывается четырехходовой пароводяной подогреватель åò - сумма коэффициентов местных сопротивлений. Коэффициент местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя вход в камеру - 1,5 вход из камеры в трубки 1х4 - 4 выход из трубок в камеру 1х4 - 4 поворот на 180o в камере - 2,5 выход из камеры - 1,5 Сумма коэффициентов местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя марки 050СТ 34-577-68 будет составлять åò =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 åQвырг=åQгтп+åQ сн (3.1) где Qгтп - годовая отпущенная тепловая энергия, Qсн - годовой расход тепловой энергии на обственные нужды котельной, Qсн = 15*Qот åQгтп=Qопов*nоп *3,6+Qзгв*nоп*3,6+Qлгв *(8400-nоп)*3,6+Qлтех*(8400-nоп )*3,6+Qзтех*nоп*3,6 (3.2) где nоп - число часов отопительного периода, nоп=4320( табл. 1.1) Qзгв - расчетный расход тепловой энергии в зимний период, Qзгв = 1,36 МВт (табл. 1.2) Qлгв - то же в летний период, Qлгв = 0,963 МВт (табл. 1.3) Qтех - расход тепловой энергии на технологию в зимний и летний периоды Qзтех = 11,69 МВт, Qлтех = 1,24 МВт (табл.1.3) Qопов - расход тепловой энергии за отопительный период на отопление и вентиляцию, МВт Qопов= Qров*(tвп-tсроп)/(tвп-tро)=15,86*(18+1,6)/(18+24)=7,4 åQгопт - годовая отпущенная тепловая энергия åQсн - годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной åQсн=0,15*Qот Тогда: Qготп =7,4*4320*3,6+1,36*4320*3,6+0,963(8400-4320)*3,6+1,24(8400-4320)*3,6+11,69*4320*3,6 =350396 ГДж/г Qгвыр=350396+0,15*350396=402955,4 ГДж/г 2.Годовой расход топлива, т/год уголь Вгптх * Qгвыр / hку * Qрн где Кпт – коэффициент, учитывающий потери топлива для угля - Кпт =1,07; для газа дегазации Кпт =1,05 hку - к.п.д. брутто котельной, для угля hку =83,96%, для газа hку =0,93 -при сгорании каменного угля Вкт=1,07*402955,4/0,8396*22040=25298 т/г -при сгорании газа от дегазации Вгт=1,05*402955,4*106 /0,93*39750=11,44*106 м3/год 3.Стоимость угля по фабрике 101,6 грн за 1т Стоимость газа дегазации 84,4 грн. за 103 м3 4.Цена за воду 0,560 грн. за 1м3 для шахтных котельных 5.Цена за 1 кВт/ч потребляемой электроэнергии Сд=0,06 грн., а за 1 кВт установленной мощности Сд=0,07 грн. 6.Штатное расписание котельной при работе: на угле – 22 человека, в том числе ИТР – 3 чел., рабочих – 17 чел., механизаторы – 2 чел. на газе дегазации – 18 чел., в т.ч. ИТР – 3 чел., рабочих – 15 чел., механизатор – 1 чел. 7.Годовые амортизационные отчисления: -по зданиям и сооружениям – 5,5% -по оборудованию – 12,5% 8.Месячный фонд зароботной платы с премиями и начислениями на одного работающего по котельной. Аср=170 грн. 9.Установленная мощность котлоагрегатов. Qуст=28,91 МВт (табл. 1.3) 10.Годовой расход воды, м3 Свгзсв*nоплсв(8400-nhоп) где Свгзсв – расход воды в зимний и летний периоды (табл. 1.5. п.44), м3/ч Свг=11,66*4320+4,03(8400-4320)=66813,6 м3/ч 11.Установленная мощность токоприемников, кВа Nууд*Qуст где Эуд - удельная установленная мощность электродвигателей, кВт/МВт. При Qуст = 28,91 МВт по табл. 10.6 для каменного угля Эуд = 12,4 кВт/МВт и для газа дегазации Эуд = 13,05 кВт/МВт Тогда установленная мощность токоприемников, кВа при сгорании каменного угля Nуу = 12,4 * 28,91 = 358,5 и при сгорании газа (метана) от дегазации Nгу = 13,05 * 28,91 = 377,28 12. Расход электроэнергии, кВт/год Эг=Nуи*Т Эуг=358,5*0,7*3872=971,678*103 кВт*ч 13. Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке Т=Qгвых/(Qуст*3,6)=402955,4/(28,91*3,6)=3872 3.2. РАСЧЕТ ДОГОВОРНОЙ СТОИМОСТИ СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ В табл. 3.1 приведены капитальные затраты производственно-отопительной котельной с двумя паровыми котлоагрегатами КЕ-25 для закрытой системы теплоснабжения. Здание котельной из железобетонных панелей. В табл. 3.1 приведены цены 1984г. Таблица 3.1 Сводка затрат на строительство котельной
Затраты, тыс. руб.
Наименование работ и затратСтроитель-ные работыМонтажные работыОборудова-ниеВсего
123456
1.Общестроительные работы по зданию котельной34,64--34,64
2.Работы по котлоагрегатам КЕ-25 (общестроительные, обмуровка, изоляция)2,734--2,734
3.Теплоизоляция оборудованияи трубопроводов1,116--1,116
4.Работы по газоходам, воздуховодам, фундаментам2,468--2,468
5.Приобретение и монтаж оборудования котельного цеха-14,68398,48413,16
6.Автоматизация котельной-1,1444,5645,70
7.

Работы по водоподготовительному

отделению, в т.ч. склады реагентов

2,46--2,46
123456
8.Приобретение и монтаж электрооборудования-2,8648,6851,54
9.

Монтаж водоподготовительного

отделения

-3,1467,4470,58
10.Работы по топливоподаче3,122-31,1434,26
11.Монтаж топливоподачи-2,0367,4470,58
12.Работы по дымовой трубе6,48--6,48
13.

Внутриплощадочные санитарно-

технические сети

1,61,1222,4825,20
14.ИТОГО54,6424,97612,78692,19
15.

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

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

82,83437,8091856,721977,36
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 затратОбоснованиена углена газе от дегазации
12345
1.Базисная сметная стоимость строительно-монтажных работтабл. 3.1 п.16120,64157,04
2.Затраты и доплаты, вызываемые влияни-ем рыночных отношений, в том числе:403,59
2.1- приобретение материалов, изделий и конструкций по договорным ценам257% от п.1310,0447,74
2.2- увеличение зарплаты работников строительства30,4% от п.136,675,81
2.3- отчисления в фонд Чернобыля3,7% от п.14,461,41
2.4- отчисления в фонд занятости0,9% от п.11,0817,59
2.5- отчисление на соцстрах11,2% от п.113,5117,59
2.6- разница в размере амортизационных отчислений стоимости ГСМ, запасных частей, машин и т.д.11,9% от п.114,3618,69
2.7- удорожание автотранспортных перевозок18,6% от п.122,4429,21
2.8- удорожание железнодорожного транспорта6,6% от п.17,9610,36
2.9- удорожание электроэнергии3,7% от п.14,465,81
2.10- удорожание тепловой энэргии1,1% от п.11,331,73
2.11- удорожание на перевозки рабочих6,6% от п.17,9610,36
2.12- увеличение затрат на вневедомственную охрану1,4% от п.11,962,20
2.13- увеличение затрат на услуги связи0,3% от п.10,360,47
2.14- увеличение средств, связанных с командировочными расходами0,4% от п.10,480,63
12345
3.Итого затраты и доплатысумма п.п.1,2547,44712,64
4.Отчисления средств на выполнение общеотраслевых и межотраслевых НИР и опытно-конструкторских работ1% от п.35,477,13
5.Затраты на развитие собственной базы подрядных организаций10% от п.354,7471,26
6.Часть прибыли строительной органи-зации, обеспечивающая достаточный уровень рентабель ности ее работы10% от п.354,7471,26
7.Итого по п.п.3,4,5,6662,39862,29
8.Итого с учетом надбавки на добавленную стоимость20% к п.7794,871034,75
3.3. ОПРЕДЕЛЕИЕ ГОДОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ Годовые эксплуатацлонные расходы, тыс.грн., определяем по отдельным статьям затрат для двух вариантов топлива: уголь и газ дегазации: а) Расходы на топливо Ст = Вг * Cт *10-32, тыс.грн ./год (3.5) где Вг - годовой расход топлива, т/год (тыс.м3/год) Ст - цена единицы топлива, грн/т (грн/тыс.м3) При работе на угле Сут =25298*101,6*10-3=2570,28 При работе на газе-дегазации Сгт = 11,44 * 103 * 84,4 * 10-3 = 965,54 б) Расходы на электроэнергию Расходы на электроэнергию котельных определяются по двухставочному тарифу, при котором оплачивается как присоединенная к городским сетям установленная мощность, кВ.А, или заявленный максимум нагрузки, так и фактически полученная из сетей электроэнергия: Сэ=(Эгэ+Nуэ/cosj)*10-3 , тыс.грн/год (3.6) где Эт - фактически полученная электрическая энергия, кВт. ч; Nу - установленная мощность, кВ.А cosj - коэффициент спроса; cosj=0,95 Cээ - соответственно тариф 1 кВт.ч потребляемой энергии и 1 кВ.А оплачиваемой мощности трансформаторов. Суэ=971,678*0,06+358,5*0,07/0,95=84,7 тыс.грн./год Сгэ=1022,6*0,06+377,8*0,07/0,96=89,2 тыс.грн./год в) Расход на воду Свгодве*10-3, тыс.грн./год (3.7) где Сгодв - годовой расход воды котельной м3/год Се - стоимость воды грн./м3 Св - 66813,6*0,56*10-3=37,416 тыс.грн./год г) Расход на заработную плату Сз.п=n*Аср*12*10-3 тыс.грн./год (3.8) где n - штатное расписание котельной, чел 12 - число месяцев Аср=средние месячные выплаты Суз.п=22*170*12*10-3=35,64 тыс.грн./год Сгз.п=14*170*12*10-3=22,68 тыс.грн./год д) Амортизационные отчисления Са=(Ксс+ К00), тыс.грн./год (3.9) где Кс0 - соответственно затраты на строительство и оборудование (табл. 3.1) тыс.грн Ас0 - соответственно коэффициенты отчислений от затрат на строительство и монтаж оборудования, % Суа = 794,87*0,055+1856,72*0,125=275,81 тыс.грн./год Сга = 1034,75*0,055+1872,92*0,125=291,02 тыс.грн./год е) Расходы на текущий ремонт Стр=0,2*Са, тыс.грн./год (3.10) Сутр=0,2*275,81=55,16 Сгтр=0,2*291,02=58,20 ж) Общекотельные и прочие расходы, тыс.грн./год Спр=0,03*(Стэеаз.птр) (3.11) Тогда годовые эксплуатационные затраты, тыс.грн./год Сг=1,03*(Стэеаз.птр) Суг=1,03*(2570,28+84,7+37,416+275,81+35,64+55,16)=3150,78 Сгг=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=Сг/Qгвыр, грн/ГДж (3.13) где Сг – годовые эксплуатационные затраты при соответствующем топливе, тыс.грн/год Qгвыр – суммарное количество вырабатываемой тепловой энергии за год Су=3150,78*103/402955=7,82 грн/ГДж Сг=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. Знорм=К+Тнорм Сг (3.15) где К – капитальные вложения, тыс.грн Тнорм – нормативный срок окупаемости, Сг – годовые эксплуатационные затраты, тыс.грн/год Для энергетических объектов в случае применения новой техники Тнорм =6,7 года, а для обычных Тнорм =8,4 года Зунорм=794,87+8,4*3150,78=27161 тыс.грн З2норм=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. Зунорм2норм=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
№№ ппНаименованиеМарка, ГОСТ, ТУКол-во шт.Техническая характеристика

1

2

3

4

5

1.Молоток слесарныйГОСТ2310-771Масса 0,8кг
2.Зубило слесарноеГОСТ17211-821d=0,2м
3.Рулетка измерительная металлическаяГОСТ7502-801Цена деления 1мм
4.Уровень строительныйГОСТ9416-831d=0,3м
5.ОтвесГОСТ17948-801-
6.Ключ трубный рычажныйГОСТ18981-821-
7.Ключ гаечный двусторонний 24х27ГОСТ2839-802М 16х18
8.Набор инструмента электросварщика ЭНИ-300ТУ 36-1162-811
9.Сварочный трансформатор ТС-300-1
10.Кабель сварочный (75м)ГОСТ6731-771

1х50мм2

11.Кабель силовой (20м)ГОСТ13497-771

3х6мм2

12.Щиток электросварщикаГОСТ12.4.035-781
13.Строп канатный с крюком4=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 схемыНаименование и техническая характеристика оборудованияТип, модельКол-во по проектуЗавод изготовитель
На один агрегат На все агрегаты
1234567
110

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

28

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

ТЖД-2- -25012Голынский з-д “ стеклоприбор ”
39,10,11

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

ТЖД-1- -16012Голынский з-д “ стеклоприбор ”
412

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

ТЖД-1- -16048Голынский з-д “ стеклоприбор ”
524МанометрОБМ1-160х2512Томский манометр. завод
1234567
614

Манометр электроконтактный шкала 0¸16 кгс/м2

ЭКМ–IУх1612- “ -
728Дифманометр-расходомер сильфонный самопишущий с дополнительной записью давления. Шкала 0¸32 т/чДСС-732Н12Завод “Теплоконтроль” г. Казань
829

Диафрагма камерная с одной парой отборов Двн=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-2Н24Завод шахтной автоматики г. Константиновка
1018аРеле искробезопасного контроля сопротивления с двумя электродами типа ДУ. Питание – 220в.ИКС-2Н12- “ -
1121

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

ДМ

(3573)

12Завод “Ма-нометр” г.Москва
1222Газоанализатор химическийГХП -2 -1Завод “Лаборприбор” г.Клин
1330

Термометр Б 90o №1-1o-220-450

Гидростатический уровнеметр

-

1

1

2

2

Клинский термометровый з-д
1234567
1414МанометрОБМ-1-160х16-1Томский манометровый завод
15Пускатель магнитный 220в. регулирование топливаПМЕ-1112Завод “Ильмарене” г.Таллин
16Регулирование 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 h =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 перемещенииРазрушение обьектов, травмирование и гибель людейПрименение исправнных стропов, обозначения мест крепления грузов, соответствие грузоподьемности крана весу поднимаемого оборудования, ограждение опасной зоны.

2

Опрокидывание грузоподьемных механизмовРазрушение 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 токаВозможность электротравм, пожаровПрименение индивидуальных средств защиты, наличие защитного заземления, исправная изоляция на проводах

4

Работа на высотеВозможность падения людей с высоты, падение грузовПрименение 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. 6.3. 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: Sb=(Q/mk)*q, H [кгс] где Sb - 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 Sb=(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
№ ппЕНирНаименование работЕд. изм.Объем работСостав звена по ЕНиРЗатраты труда и зарплаты
На еденицу работНа весь объем
Норма времени, чел.часРасценка в грн.Норма времени чел.часРасценка в грн.
12345678910
I. Подготовительные работы
11-5Выгрузка грузов краномТ78Машинист 6р-1 такелаж. 2р-212,07,68936,9599,04
231-7

Подьем и установка мелких стальных конструкций сборочной площадки

ИТОГО

II. Монтаж котлоагрегатов

I

Кон.

2Монтажн. 6р-1, 4р-2, 3р-364,74129,48
331-100Проверка и разметка фундаментов под котлоагрегатыФун2

Слесарь-монтажн.

К.у.

5р-1, 2р-1, 3р-1

139-752619-50
431-101Сборка блоков каркаса, щитов и др. узлов металлических конструкций котлоагрегатов1 бл.2

-“-

6р-1 5р-1

3р-2. 2р-1

31,525-2663,050-52
531-102Монтаж лестниц и площадок2,5

-“-

5р-1 3р-1

2р-1

2115-1752,537-93
631-103Монтаж барабанов1бар4

6р-1, 4р-2,

5р-1 3р-2

7561-88300123-76
731-106Технический осмотр и установка коллекторов1кол4

6р-1, 4р-1,

2р-1, 3р-1

5241-47208,0165-88
831-105Монтаж радиационных поверхностей нагрева8,4

5р-1, 3р-2,

2р-1

7555-31630464-60
931-105Монтаж конвективных поверхностей нагрева7,6

5р-1, 4р-1,

3р-2, 2р-1

9369-56706,3528,66
1031-47Монтаж топки механической1топ2

5р-1, 4р-1,

3р-1, 2р-2

9469-18188138-36
1131-47Монтаж пароперегревателя1блок2

6р-1, 4р-2,

3р-2

12,510-102520-20
1231-107аМонтаж экономайзера блоками20,42

5р-1, 4р-1,

2р-1, 3р-1

7,65-91155,19120-68
13Е31-58-1Технический осмотр секций воздухоподогревателя3,4

5р-1, 4р-1,

2р-1

1,20,944,083-20
12345678910
14Е31-58-1Установка секций воздухоподогревателя3,4

6р-1, 3р-2,

4р-1

0,710-57,72,411-96
15Е-31-58Монтаж поворотных заслонок0,25р-1, 3р-2,3,52,70,70-54
1631-23Монтаж выносных циклоновШт.2

6р-1, 3р-1,

2р-1

5,74-8511,409-70
17Е-31-58Монтаж аппаратов гидрозолоудаленияШт.2

5р-1, 3р-1,

2р-1

39,529-6379,0059-26
1831-64

Монтаж механизированного шлакозолоудаления (с опробованием)

ИТОГО

III.Монтаж тягодутьевых устройств

шт.2

5р-1, 3р-1,

2р-2

монтажники

к,н,в.д

7255-80

144,00

2596,08

111-60

1856-35

1931-110Монтаж пылегазовоздуховодов1,5

6р-1, 4р-1,

3р-1, 2р-1

3526-8152,540-22
2034-28аМонтаж вентилятора ВДН-12,5(с опробованием)1 шт2

6р-1, 4р-1,

3р-1, 2р-1

51,842-18103,6084-36
12345678910
2134-27Монтаж вентилятора Ц4-70№3,2 (с опробованием)1 шт16р-1, 3р-25,64-365,64-36
2234-32

Монтаж дымососа ДН-15 (с опробованием)

ИТОГО

IV. Монтаж насосов

1 шт26р-1, 3р-1103,584-13

207,00

368,7

168-26

297,20

2334-16Монтаж насоса промывочной воды шт15р-1, 3р-118,214-6518,214-65
2434-18Монтаж и опробование блока насоса горячего водоснабжения БНГВ-30/122 шт45р-1, 4р-129,524,49118,097,96
2534-24в

Монтаж и опробование блока сетевых насосов БСН-180/325

ИТОГО

V. Монтаж ХВО

шт2

6р-1, 4р-1

3р-1, 2р-2

50,540-66

101,0

237,20

81,32

193-93

2631-81Монтаж шайбовых дозаторовшт.25р-1, 3р-111,59-2623,0018-52
12345678910
2731-78аМонтаж катионовых фильтров Æ1000мм 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

2831-79вМонтаж солерастворителя Ду-1000ммшт.1

5р-1, 3р-1

2р-1

8,76-538,76-53
2931-78б

Загрузка фильтров

ИТОГО

VI. Монтаж водоподогревателя и деаэраторов

3

6

4р-1, 3р-1

монтажники

к,н,в.д.

1,81-28

10,8

78,0

7-68

59-91

3031-19Монтаж опор под деаэраторные бакишт.45р-1, 3р-21,41-07,85,64-31
3131-84Монтаж деаэраторных баков КБДПУ-50-1801бак2

6р-1, 4р-3

3р-3

6652-141,32104-28
3231-85Монтаж деаэраторной колонки1кол2

6р-1, 4р-2

3р-2

41,432-0941,432-09
3331-83Монтаж сепаратора непрерывной продувки БСНП-300-5шт.14р-1
3430-97Монтаж блока редукционной установки БРУ 601бл.15р-17,45-747,45-74
12345678910
3530-88а

Технический осмотр и монтаж подогревателей воды

ИТОГО

VII. Монтаж вспомогательного оборудования

шт.6

5р-1, 4р-1

3р-1, 2р-1

5,0424-52

30,24

288,64

147-12

251-72

3631-87а

Монтаж бака промывочной воды = 4м3

шт.1

5р-1, 4р-1

3р-2

5,54-265,54-26
3731-87а

Монтаж бака аккумулятора =150м3

шт.2

5р-1, 4р-1

3р-2

1410-852,51,94
3831-87а

Монтаж расходного бака крепкого раствора соли =2м3

ИТОГО

VIII. Обмуровочные работы

шт.1

5р-1, 4р-1

3р-2

2,51,974

2,5

36

1,94

27-90

3931-112В а,бОбмуровка котлоагрегатов облегченная

3

30

5р-1, 4р-1

3р-2

129-60360288-00
12345678910
4031-111Подготовительные работы

3

34,6

4р-1, 3р-1

2р-1

4,73,34162,62115-56
4131-112Б

Обмуровка водного экономайзера

ИТОГО

XI. Монтаж технологических трубопроводов

3

4,6

5р-1, 4р-1

3р-2

129-60

55,2

577,82

44-16

447-72

4226-1

-“-

X. Подготовка к пуску и паровое опробование котлоагрегатов

п.м.320

4р-1, 3р-1

2р-1, св5р-1

0,180-1657,651-20
4331-109Гидравлическое испытание котлоагрегатов и сдача инспектору гостехнадзора1 к/а2

5р-1, 4р-1

3р-2, 2р-1

5037-4010074-80
4431-114

Щелочение котлоагрегатов с подьемом давления.

ИТОГО

1 к/а2

6р-1, 3р-1

2р-2

155117-80

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
№№ ппНаименование работ

Затраты труда

чел.дн

Заработная плата

руб

1234
1.Подготовительные работы118,5608-52
2.Монтаж котлоагрегатов324,511856-35
3.Монтаж тягодутьевых устройств46,08297-20
4.Монтаж насосов29,65193-93
5.Монтаж ХВО9,7559-91
6.Монтаж подогревателей сетевой воды и деаэраторов36,08251-72
7.Монтаж вспомогательного оборудования4,527-90
8.Обмуровочные работы72,23447-72
9.Монтаж технологических трубопроводов7,252-20
10.Подготовка к пуску и паровое опробование котлоагрегатов51,25310-40

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.
ПрофессияСостав звена, чел.
В том числе по разрядам
ВсегоIIIIIIIVVVI
1 звено:5
монтажники котельных установок (м.к.у.)
монтажник-11111огнеупорщ. 3р
электросварщик-“-
2 звено:5
монтажник котельных установок
монтажник -11111-“-
электросварщик1
3 звено:5
монтажник насосов,вентиляторов, компрессоров,дымососов
монтажник11111
Огнеупорщики10
огнеупорщики-22222
Итого25
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*j) (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, =0,38м32 (прил.5 м) j- 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 Eвр.з.=Н*Рмах (7.3) где Н - норма, в м2 на одного работающего, принимается по приложению 4 Рмах - 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
№№ ппНаименование временных зданий и сооруженийРасч. к-во рабоч итр, мопЗначен показат на 1 рабоч. итр, моп

Расчетная площадь м2

Принятое здание

Принимаемая площадь м2

Кол-во зданий
типразмер

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1Прорабская248передвижное6*2,7*2,6(4)16,21
2Гардеробная160,426,72419,086*2,7*2,6(4)16,21
3Умывальные180,254,5419,086*2,7*2,6(4)16,21
4Душевые150,57,5419,086*2,7*2,6(4)16,21
5Уборные180,23,6щитовой0,8*1,2=0,960,962
6Помещение для приема пищи180,814,4передвижное9*2,7*2,6(4)24,31
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: Gпрсек- производственный расход каждого отдельного потребителя воды (литров-смену), получаемый как производственные нормы расхода воды на объем работ в смену (прил.7 м ), на компрессор qi =10000л/см=0,347л/с, на грузовик qi=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 Gпр=1,5(10000+300)/8*3600=0,536 л/с Gб=1,5*18(15+15)/8*3600+0,4*30*15/45*60=0,128 л/с Расчетный расход на объекте определяется по формуле: Gрасч=Gпож+0,5*1,2(Gпр+Gб) Gрасч=10+0,5*1,2(0,536+0,128)=10,398 Диаметры труб водопроводной сети определяются по формуле: dн=2(Qрасч*1000)/3,14*w где w- 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 К1234 - 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
№№ ппНаименование потребителейЕд. изм.К-во обьем площ.Норма на ед. измерения уст мощнос Ру, кВтОбщая уст. мощность эл. энергии Ру.кВтКоэффициент спроса ККоэффициент мощности
12345678
1.Производственные нужды
1.Тельфер г.р.п. 3тшт15,05,00,750,75
2.Тельфер г.р.п. 5тшт111,211,20,750,75
3.Кран ДЭК-161шт122220,750,75
4.Компрессоршт27140,750,75

Итого

52,0

2.Технологические нужды
1.Сварочный трансформатор СТШ-250шт215330,60,750,75
3.Внутреннее освещение
1.Котельная

100м2

15001150,81
2.Крытые склады

100м2

98,610,9860,81
3.Административно-хозяйственные помещения

100м2

97,210,9720,81

Итого

16,958

4.Наружное освещение1000244311,536,6511
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 d - световой поток лампы накаливания, =270Слм h- к.п.д. прожетора, принимаем 0,^5 Ku коэффициент использования светового потока,принимаем 0,9 Kн- 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% См= З/Зуд=3760-86/0,08=47010,7 грн К. Среднедневная выработка В = См/Q=47010,7/699.75=59-86 грн/чел.дн Коэффициент использования рабочих Киспмах*Т/Q=1.5*57/692.56=1.23 М. Месячная зарплата рабочих Зм = 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. A. Ведение режима работы котлоагрегата должно осуществляться по режимной карте, разработанной в результате пусконаладочных работ и расчета тепловой схемы котельной. B. Производительность котлоагрегата регулировать так, чтобы обеспечивался нормальный режим работы топки, исключающий её шлакование и тепловой перекос. C. Допускается колебания давления пара ±0,03-0,05 Мпа и температура перегретого пара ±10-15 °С. D. Поддерживать минимально допустимое разрежение в топке. E. Производить по разработанному пусконаладочными работами графику устранение наружных поверхностей нагрева. Контроль за состоянием поверхностей нагрева осуществляется по температуре продуктов сгорания и сопротивлению газового тракта. F. Не реже одного раза в смену проверяется исправность контрольно- измерительных приборов. G. Регулярно по нагреву труб проверяется плотность спускных и дренажных вентилей. H. Все заметки о работе оборудования, замеченных его дефектах и проведенных мероприятиях по их устранению дежурный персонал обязан заносить в оперативный журнал и ремонтную книгу. I. Регулярно записывать показания приборов. J. 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: a. Прекращается подача топлива, дожигаются его остатки на решетке, прекращается подача воздуха (отключается дутьевой вентилятор). b. В течении 10 мин вентилируются газоходы. c. Останавливается дымосос и закрывается шибер за котлом. d. После прекращения горения в топке и выработки пара котел отключают от паровой магистрали. e. Открывают продувку пароперегревателя на 30-40 мин для его охлаждения. f. Непрерывно ведется наблюдение за уровнем воды в котле и его питанием до допустимого верхнего уровня. g. Очищают топку от остатков топлива, золы и шлака, разгружают золовые бункеры. h. В течении 4-6 часов котел медленно остывает, при этом топочные дверцы должны быть закрыты. i. Через 4-6ч после остановки проветривают газоходы с помощью естественной тяги и продувки котла. j. Через 8-10ч после остановки для ускорения охлаждения открывают шибер за котлом и включают дымосос, продувку повторяют. k. Воду полностью удаляют из котла только после охлаждения ее до 70-80 °С. l. Воду спускают медленно, открывая при этом все воздушные краны или предохранительные клапаны. m. Котел отсоединяют от других котлов установкой металлических заглушек между фланцами на паровых, питательных, спускных и продувочных линиях. n. Осматривают топку, котел, вспомогательное оборудование. o. 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"