Диплом на тему Разработка и строительство котельной

Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2013-09-22

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 8.11.2024

Содержание
Введение
Общая часть
Характеристика объекта
Определение количества потребителей теплоты. График годового расхода теплоты
Система и принципиальная схема теплоснабжения
Расчет тепловой схемы котельной
Выбор оборудования котельной
Подбор и размещение основного и вспомогательного оборудования
Тепловой расчет котлоагрегата
Аэродинамический расчет теплодутьевого тракта
Спецчасть.
2. Разработка блочной 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 использованной 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, у потребителей часто не хватает средств расплатиться. Поэтому и необходимо использовать местные ресурсы.
В данном дипломном проекте разрабатывается реконструкция производственно-отопительной котельной завода РКК «Энергия», 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 завода РКК «Энергия», 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 на территории завода РКК «Энергия»
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.
1.3. Определение количества потребилетей теплоты. График годового расхода теплоты.
Расчетные расходы теплоты промышленными предприятиями определяются по удельным нормам теплопотребления на единицу выпускаемой продукции или на одного работающего по вида.м теплоносителя (вода, пар). Расходы теплоты на отопление, вентиляцию и технологические нужды приведены в таблице 1.2. тепловых нагрузок.
Годовой график расхода теплоты строится в зависимости от продолжительности стояния наружных температур, которая отражена в таблице 1.2. данного дипломного проекта.
Максимальная ордината годового графика расхода теплоты соответствует расходу тепла при наружной температуре воздуха –23 °С.
Площадь, ограниченная кривой и осями ординат, дает суммарный расход теплоты за отопительныф период, а прямоугольник в правой части графика - расход теплоты на горячее водоснабжение в летнее время.
На основании данных таблицы 1.2. расчитываем расходы теплоты по потребителям для 4-х режимов: максимально-зимний (t_{р. о.} =-23°C;); при средней температуре наружного воздуха за отопительный период; при температуре наружного воздуха +8°C; в летний период.
Расчет ведем в таблице 1.3. по формулам:
- тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт
Q_ОВ=Q^Р_ОВ*(t_вн-t_н)/(t_вн-t_р.о.)
- тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период, МВт
Q^Л_ГВ=Q^Р_ГВ*(t_г-t_хл)/(t_г-t_хз)*b
где: Q^Р_ОВ- расчетная зимняя тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования системы отопления. Принимаем по табл. 1.2.
t_ВН - внутренняя температура воздуха в отапливаемом помещении, t_ВН =18°С
Q^Р_ГВ- расчетная зимняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение ( табл. 1.2);
t_н- текущая температура наружного воздуха ,°С;
t_р.о.- расчетно отопительная температура наружного воздуха,
t_г- температура горячей водя в системе горячего водоснабжения,t_г=65°С
t_хл, t_хз - температура холодной воды летом и зимой,t_хл=15°С,t_хз =5°С;
b - поправочный коэффициент на летний период, b=0,85
Таблица 1.2
Тепловые нагрузки

Вид тепловой	Расход тепловой нагрузки, МВт		Характеристика
Нагрузки	Зимой	Летом	Теплоносителя
1.Отопление и вентиляция	15,86	-	Вода 150/70 °С Пар Р=1,4 МПа
2.Горячее водоснабжение	1,36	По расчету
3.Технологические нужды	11,69	1,24	Пар Р=1,44МПа
ВСЕГО	28,91	1,24	-

Таблица 1.3.
Расчет годовых тепловых нагрузок

№ п/п	Вид нагрузки	Обозначение	Значение тепловой нагрузки при температуре МВт
			t_р.о=-23 °С	t^ср_о.п.=-1,8°С	t_р.о=8°С	Летний
1.	Отопление и вентиляция	Q_ОВ	15,86	7,66	3,87	-
2.	Горячее водоснабжение	Q_ГВ	1,36	1,36	1,36	0,963
3.	Итого	Q_ОВ+ГВ	17,22	9,02	5,23	0,963
4.	Технология	Q_ТЕХ	11,69	11,69	1,24	1,24
5.	Всего	Q	28,91	20,71	6,47	2,203

По данным табл. 1.1. и 1.3. строим график годовых расходов тепловой нагрузки, представленный на рис .1.1.
1.4. СИСТЕМА И ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Источником теплоснабжения является реконструируемая котельная шахты. Теплоноситель - пар и перегретая вода. Питьевая вода используется только для систем горячего водоснабжения. Для технологических нужд используется пар Р=0,6МПа. Для приготовления перегретой воды с температурой 150-70°С предусматривается сетевая установка, для приготовления воды с t=65°С - установка горячего водоснабжения.
Система теплоснабжения - закрытая. Вследствии отсутствия непосредственного водоразбора и незначительной утечки теплоносителя через неплотности соединений труб и оборудования закрытые системы отличаются высоким постоянством количества и качества циркулируемой в ней сетевой воды.
В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловых сетей используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых водяных системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным приборам местной системы горячего водоснабжения поступает непосредственно из тепловых сетей.
На промплощадке трубопроводы теплоснабжения прокладываются по мостам и галереям и частично в непроходных лотковых каналах типа Кл. Трубопроводы прокладывают с устройством компенсации за счет углов поворотов трассы и П-образных компенсаторов.
Трубопроводы приняты из стальных электросварных труб с устройством теплоизоляции.
На листе 1 графической части дипломного проекта показан генплан промплощадкп с разводкой тепловых сетей к объектам потребления .
1.5. РАСЧЁТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ
Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса преобразования энергии и использования в установке теплоты рабочего тела. Она представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, объединенного линиями трубопроводов рабочего тела в соответствии с последовательностью его движения в установке.
Основной целью расчета тепловой схемы котельной является:
- определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расходов тепла на собственные нужды, и распределением этих нагрузок между водогрейной и паровой частями котельной для обоснования выбора основного оборудования;
- определение всех тепловых и массовых потоков, необходимых для выбора вспомогательного оборудования и определения диаметров трубопроводов и арматуры;
- определение исходных данных для дальнейших технико-экономических расчетов (годовых выработок тепла, годовых расходов топлива и др.).
Расчет тепловой схемы позволяет определить суммарную теплопроизводительность котельной установки при нескольких режимах ее работы.
Тепловая схема котельной приведена на листе 2 графической части дипломного проекта.
Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной приведены в таблице 1.4, а сам расчет тепловой схемы приведен в таблице 1.5.

Таблица 1.4
Исходные данные для расчета тепловой схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25-14с для закрытой системы теплоснабжения.

№№ пп	Наименование	Обоз-	Ед.	Расчетные режимы				Примечание
позиц. исход. данных	величин	начение	изм.	Максимально зимний	При средней температуре наиболее холодного периода	При темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика	Летний
1	2	3	4	5	6	7	8	9
01	Температура наружного воздуха	t_н	°C	-24	-10	-	-	I
02	Температура воздуха внутри отапливаемых зданий	t_вн	°C	18	18	18	18
03	Максимальная температура прямой сетевой воды	t_1макс	°C	150	-	-	-
04	Минимальная температура прямой сетевой воды в точке излома температурного графика	t_1.изл	°C	-	-	70	-
05	Максимальная температура обратной сетевой воды	t_2макс	°C	70	-	-	-
06	Температура деаэрированной воды после деаэратора	T_д	°C	104,8	104,8	104,8	104,8
07	Энтальпия деаэрированной воды	i_д	КДж/кг	439,4	439,4	439,4	439,4	Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 1.2Мпа
08	Температура сырой воды на входе в котельную	T₁	°C	5	5	5	15
09	Температура сырой воды перед химводоочисткой	T_З	°C	25	25	25	25
10	Удельный объем воды в системе тепловодоснабжения в т. на 1 МВт суммарного отпуска тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение	q_сист	Т/ МВт	30,1	30,1	30,1	30,1	Для промышленных предприятий
	Параметры пара, вырабатываемого котлами (до редукционной установки)
11	Давление	P₁	МПа	1,4	1,4	1,4	1,4	Из таблиц насы-
12	Температура	t₁	°C	195	195	195	195	щенного пара и
13	Энтальпия	i₁	КДж/кг	2788,4	2788,4	2788,4	2788,4	воды при давлении 1,4 МПа
	Параметры пара после редукционной установки:
14	Давление	P₂	МПа	0,7	0,7	0,7	0,7	Из таблиц насы-
15	Температура	t₂	°C	165	165	165	165	щенного пара и
16	Энтальпия	i₂	КДж/кг	2763	2763	2763	2763	воды при давлении 0,7 МПа
	Параметры пара, образующегося в сепараторе непрерывной продукции:
17	Давление	P₃	МПа	0,17	0,17	0,17	0,17	Из таблиц насы-
18	Температура	t₃	°C	115,2	115,2	115,2	115,2	щенного пара и
19	Энтальпия	i₃	КДж/кг	2700	2700	2700	2700	воды при давлении 0,17 Мпа
	Параметры пара, поступающего в охладитель выпара из деаэратора:
20	Давление	P₄	МПа	0,12	0,12	0,12	0,12	Из таблиц насы-
21	Температура	t₄	°C	104,8	104,8	104,8	104,8	щенного пара и
22	Энтальпия	i₄	КДж/кг	2684	2684	2684	2684	воды при давлении 0,12 Мпа
	Параметры конденсатора после охладителя выпара:
23	Давление	P₄	МПа	0,12	0,12	0,12	0,12	Из таблиц насы-
24	Температура	t₄	°C	104,8	104,8	104,8	104,8	щенного пара и
25	Энтальпия	i₅	КДж/кг	439,4	439,4	439,4	439,4	воды при давлении 0,12 Мпа
	Параметры продувочной воды на входе в сепаратор непрерывной продувки:
26	Давление	P₁	Мпа	1,4	1,4	1,4	1,4	Из таблиц насы-
27	Температура	t₁	°C	195	195	195	195	щенного пара и
28	Энтальпия	i₇	КДж/кг	830,1	830,1	830,1	830,1	воды при давлении 1,4 Мпа
	Параметры продувочной воды на выходе из сепаратора непрерывной продувки:
29	Давление	P₃	Мпа	0,17	0,17	0,17	0,17	Из таблиц насы-
30	Температура	t₃	°C	115,2	115,2	115,2	115,2	щенного пара и
31	Энтальпия	i₈	КДж/кг	483,2	483,2	483,2	483,2	воды при давлении 0,17 Мпа
32	Температура продувочной воды после охлаждения продувочной воды	t_пр	°C	40	40	40	40
33	Температура конденсата от блока подогревателей сетевой воды	t_кб	°C	80	80	80	80	Принимается
34	Температура конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды	t₂	°C	165	165	165	165	Принимается
35	Энтальпия конденсата после пароводяного подогревателя сырой воды	i₆	КДж/кг	697,1	697,1	697,1	697,1	Из таблиц насыщенного пара и воды при давлении 0,7 Мпа
36	Температура конденсата, возвращаемого с производства	t_кп	°C	80	80	80	80
37	Величина непрерывной продувки	П	%	4,6	4,6	4,6	4,6	Принимается из расчета химводоочистки
38	Удельные потери пара с выпаром из деаэратора питательной воды в т на 1т деаэрированной воды	d_вып	т/т	0,002	0,002	0,002	0,002	Принимается по рекомендациям ЦКТИ
39	Коэффициент собственных нужд химводоочистки	К^сн_хво	-	1,2	1,2	1,2	1,2
40	Коэффициент внутрикотельных потерь пара	К_пот	-	0,02	0,02	0,02	0,02	Принимается
41	Расчетный отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию	Q^макс_ов	МВт	15,86	-	-	-	Табл. 1.2.
42	Расчетный отпуск тепла на горячее водоснабжение за сутки наибольшего водопотребления	Q^ср_гв	МВт	1,36	-	-	-	Табл. 1.2.
43	Отпуск тепла производственным потребителям в виде пара	Дотр	кг/с	4,98	4,98	4,98	0,53
44	Возврат конденсата от производственных потребителей (80%)	G_потр	=кг/с	3,98	3,98	3,98	0,42	=0,8

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 приборов средств автоматизации

№ пп	№ позиции технологич схемы	Наименование и техническая характеристика оборудования	Тип, модель	Кол-во по проекту		Завод изготовитель
№ пп	№ позиции технологич схемы	Наименование и техническая характеристика оборудования	Тип, модель	На один агрегат	На все агрегаты	Завод изготовитель
1	2	3	4	5	6	7
1	10	Термометр сопротивления платиновый одинарный. Монтажная длина 800мм. Материал защитной арматуры ст.0Х13 Термометр	ТСП-5071 1320-80 -	2 2	4	Луцкий приборостроит. завод Поставляется комплект
2	8	Тягонапорометр дифференциальный жидкостный на две точки измерения: шкала 0¸250 кгс/м²	ТЖД-2- -250	1	2	Голынский з-д “ стеклоприбор ”
3	9,10,11	Тягонапорометр дифференциальный жидкостный на одну точку измерения: шкала (0¸160 кгс/м²) (0-1600 Па)	ТЖД-1- -160	1	2	Голынский з-д “ стеклоприбор ”
4	12	Тягонапоромер дифференциальный жидкостный на одну точку измерения шкала (0¸160 кгс/м²) (0-1600 Па)	ТЖД-1- -160	4	8	Голынский з-д “ стеклоприбор ”
5	24	Манометр	ОБМ1-160х25	1	2	Томский манометр. завод
1	2	3	4	5	6	7
6	14	Манометр электроконтактный шкала 0¸16 кгс/м²	ЭКМ–IУх16	1	2	- “ -
7	28	Дифманометр-расходомер сильфонный самопишущий с дополнительной записью давления. Шкала 0¸32 т/ч	ДСС-732Н	1	2	Завод “Теплоконтроль” г. Казань
8	29	Диафрагма камерная с одной парой отборов Д_вн=207мм Конденсационный сосуд (комплектно с запорной арматурой) ГОСТ 14318-73	ДК16-200-П-а/б-5 2	1 2	2 4	- “ - - “ -
9	18 19	Реле искробезопасного контроля сопротивления с электродом типа ДУ. Питание – 220в.	ИКС-2Н	2	4	Завод шахтной автоматики г. Константиновка
10	18а	Реле искробезопасного контроля сопротивления с двумя электродами типа ДУ. Питание – 220в.	ИКС-2Н	1	2	- “ -
11	21	Дифманометр мембранный бесшкальный. Перепад давления (630 кгс/м²) 6300 Па	ДМ (3573)	1	2	Завод “Ма-нометр” г.Москва
12	22	Газоанализатор химический	ГХП -2	-	1	Завод “Лаборприбор” г.Клин
13	30	Термометр Б 90^o №1-1^o-220-450 Гидростатический уровнеметр	-	1 1	2 2	Клинский термометровый з-д
1	2	3	4	5	6	7
14	14	Манометр	ОБМ-1-160х16	-	1	Томский манометровый завод
15	4а	Пускатель магнитный 220в. регулирование топлива	ПМЕ-111		2	Завод “Ильмарене” г.Таллин
16	5б	Регулирование подачи воздуха. Пускатель магнитный 220в.	ПМЕ-111	-	2	-“-

6. Охрана труда в строительстве.
В современных котельных не менее 80% оборудования монтируют методом сборки укрупненных блоков. На специальной сборочной площадке отдельные элементы каркаса, поверхностей нагрева и т.д. собирают в крупные однотивные блоки. Затем блоки поднимают и устанавливают в положение предусмотренное проектом.
Монтаж связан с подъемом и перемещением громоздких и нетранспортабельных узлов, блоков. Все подъемно-транспортные работы на монтаже механизируются. Для этого применяется автокран и пневмоколесный кран. Монтажную площадку ограждают сплошным ограждением. Материалы хранят в специально отведенных местах. Дороги свободны для проезда. Входы,переходы и выходы свободны и безопасны. Проходы в опасных местах настилают из досок. Настилы обязательно снабжают перилами. Монтаж технологического оборудования выполняется в соответствии с проектом производства монтажных работ.
При 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 перемещении	Разрушение обьектов, травмирование и гибель людей	Применение исправнных стропов, обозначения мест крепления грузов, соответствие грузоподьемности крана весу поднимаемого оборудования, ограждение опасной зоны.
2	Опрокидывание грузоподьемных механизмов	Разрушение обьектов, травмирование и гибель людей	Прекращение работы крана при скорости ветра более 15 м/с, предельной величиной угла наклона крана не более 3⁰
3	Использование электрического тока	Возможность электротравм, пожаров	Применение индивидуальных средств защиты, наличие защитного заземления, исправная изоляция на проводах
4	Работа на высоте	Возможность падения людей с высоты, падение грузов	Применение монтажных поясов, касок, устройство перил и ограждений.

Не допускается использовать непринятые в эксплуатацию в установленном порядке электрические сети и энергетическое оборудование. Эксплуатируется после принятия в установленном порядке.
Не допускается производить работы или находиться на расстоянии менее 50м от места испытания воздушных выключателей.
Предохранители цепей управления монтируемого аппарата должны быть сняты на всё время монтажа.
При необходимости подачи оперативного тока для опробывания электрических цепей и аппаратов на них следует установить предупредительные плакаты,знаки или надписи, а работы, не связанные с опробованием, должны быть прекращены и люди, занятые на этих работах,выведены.
Подача напряжения для опробования электрооборудования производится по письменной заявке ответственного лица электромонтажной организации (мастера или прораба), назначенного специальным распоряжением.
На монтируемых трансформаторах выводы первичных и вторичных обмоток должны быть заземлены и закорочены на все время проведения электромонтажных работ.
Электромонтажные работы в действующих электроустановках, как правило, должны выполняться после снятия напряжения со всех токоведущих частей, находящихся в зоне производства работ,их отсоединения от действующей части электроустановки,обеспечение видимых разрывов.
Падение груза при перемещении может произойти при неисправности стропов, при несоответствии грузоподьемности крана весу поднимаемого оборудования.
Опрокидывание грузоподьемных механизмов может произойти при крене механизмов более 3⁰ и порывах ветра более 15 м/с, из-за плохого крепления опор, если поднимаемый груз больше нормы.
При работе на высоте необходимо использовать страховые пояса и средства защиты.

РАСЧЕТ CTPОПОВ
Грузоподъемность стропов определяется разрывным усилием каната с учетом количества ветвей и коэффициента запаса прочности. При вертикальном положении стропов допустимое усилие в каждой ветви определяется по формуле:
S_b=(Q/mk)*q, H [кгс]
где S_b - допустимое усилие в ветви стропа, H [кгс]
Q - вес поднимаемого груза, кг
m - число ветвей стропов, шт.
k - коэффициент запаса прочности каната
Производится расчет стропов для разгрузки труб диаметром З00 мм, общая длина труб 36м, масса труб составит 1944кг.
Принимаем общий вес поднимаемого груза 2000 кг, тогда m =4, k=6
S_b=(2000/4*6)*10=83 Н
При наклонном положении стропа его грузоподъемность снижается, так как с увеличением угла наклона стропа увеличивается усилие в поднимаемом элементе. В этом случае усилие каждой ветви стропа определяется по формуле
S=1/cos(x)*Q/m=(K*Q/M)*g
где K - коэффициент,зависящий от угла наклона стропа
K=2,0 при угле наклона стропа x=60°
S=(2.0*2000/4)*10=10000 Н
Длину ветви стропа определяем по формуле:
C=

где h - высота треугольника; определяемого ветвями стропа, м
b- расстояние между точками крепления стропа по диагонали, м
Разрывное усилие стропа 10000 Н при угле 60⁰ с учетом этого значения по ГОСТу 3071-80 устанавливаем, что диамерт стропа ЛКЗ 21 мм, а площадь сечения 161,13 мм²
Безаварийный подьем груза, длиной 36м и массой 1944 кг стропом может служить 4х ветьевой канат типа ЛКЗ с d=21мм и F=121.13 мм²

7. ОРГАНИЗАЦИЯ, ПЛАНИРОВАНИЕЯ И УПРАВЛЕНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВОМ
Задачей организации строительного производства является обеспечение строительства объекта в оптимальные сроки при высоком качестве работ и минимальных затратах труда, материальных ресурсах и денежных средств.
Научная организация производства базируется на системе действующих ЕНиРов, СНИПов, в составе которых важную роль играют производственные нормы, сметные нормы, нормы продолжительности строительства, нормы заделов, позволяющие обоснованно концентрировать ресурсы, правильно планировать объемы работ,производительность труда, обеспечивать ускорение вводов в действие объектов.
7.1. МОНТАЖ КОТЛОАГРЕГАТОВ
Монтаж котельных агрегатов и вспомогательного оборудования производится в настоящее время, как правило,укрупненными блоками. Блочный монтаж позволяет в значительной степени снизить стоимость монтажа,трудоемкость монтажных работ, уменьшить количество монтажных лесов и подмостей, повысить безопасность производства.
При доставке оборудования блоками снижаются транспортные расходы, при этом сокращается продолжительность простоя транстпортных механизмов.

Монтаж котлоагрегата начинается с устройства под него фундамента (из бетона). Далее производится установка и выверка каркасных конструкций, затем устанавливаются барабаны и блоки поверхностей нагрева (радиационные блоки, блоки пароперегревателя, блоки экономайзера, блоки воздухонагревателя). При монтаже котлов,экономайзеров разрешается применять все промышленные виды сварки.
После этого производятся гидравлические испытания, монтаж лестниц и площадок,воздуховодов. В конце производятся щелочение смонтированной системы и обмуровка котлоагрегата шамотным кирпичом.
7.2. УСЛОВИЯ НАЧАЛА ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ
К началу работ по монтажу теплотехнического оборудования котельной должны быть произведены следующие подготовительные работы:
- разработка и утверждение ППР;
- подготовлены склады и площадки для сборки блоков оборудования и подготовка его к установке;
- сооружены подъездные пути;
- подготовлены временные здания и сооружения,необходимые для монтажных работ;
- проложены временные водо- и энергосети;
- смонтировано электроосвещение зон сборки блоков и производства монтажных работ;
- выполнены строительные работы по ППР;
- выполнены требования ТБ, охраны труда;
- заготовлены трубные узлы, металлоконструкции;
- выполнено оснащение монтажной организацией подъемно-транспортным оборудованием,монтажными механизмами,инвентарем;
Технологическое оборудование, проектно-сметная документация, техническая документация заводов-изготовителей, материалы, конструкции передаются заказчиком монтажной организации в порядке и в сроки, установленные действующими правилами о договорах по подряду на капитальное строительство и положением о взаимоотношениях организаций - генеральных подрядчиков с субподрядными организациями
7.3. ПРОИЗВОДСТВЕНАЯ КАЛЬКУЛЯЦИЯ ЗАТРАТ ТРУДА И ЗАРАБОТНОИ ПЛАТЫ
Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы составляется по сборникам ЕНиР на основании объемов работ по монтажу технологического котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов котельной. При составлении калькуляции учитываем поправочные коэффициенты, которые принимаются по вводным частям ЕНиР. Исходные данные и результаты расчета калькуляции приведены в табл.7.1.

Таблица 7.1
Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы

№ пп	ЕНир	Наименование работ	Ед. изм.	Объем работ	Состав звена по ЕНиР	Затраты труда и зарплаты
						На еденицу работ		На весь объем
						Норма времени, чел.час	Расценка в руб.	Норма времени чел.час	Расценка в руб.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
I. Подготовительные работы
1	1-5	Выгрузка грузов краном	Т	78	Машинист 6р-1 такелаж. 2р-2	12,0	7,68	936,9	599,04
2	31-7	Подьем и установка мелких стальных конструкций сборочной площадки ИТОГО II. Монтаж котлоагрегатов	I Кон.	2	Монтажн. 6р-1, 4р-2, 3р-3	6	4,74	12	9,48
3	31-100	Проверка и разметка фундаментов под котлоагрегаты	Фун	2	Слесарь-монтажн. К.у. 5р-1, 2р-1, 3р-1	13	9-75	26	19-50
4	31-101	Сборка блоков каркаса, щитов и др. узлов металлических конструкций котлоагрегатов	1 бл.	2	-“- 6р-1 5р-1 3р-2. 2р-1	31,5	25-26	63,0	50-52
5	31-102	Монтаж лестниц и площадок	1т	2,5	-“- 5р-1 3р-1 2р-1	21	15-17	52,5	37-93
6	31-103	Монтаж барабанов	1бар	4	6р-1, 4р-2, 5р-1 3р-2	75	61-88	300	123-76
7	31-106	Технический осмотр и установка коллекторов	1кол	4	6р-1, 4р-1, 2р-1, 3р-1	52	41-47	208,0	165-88
8	31-105	Монтаж радиационных поверхностей нагрева	1т	8,4	5р-1, 3р-2, 2р-1	75	55-31	630	464-60
9	31-105	Монтаж конвективных поверхностей нагрева	1т	7,6	5р-1, 4р-1, 3р-2, 2р-1	93	69-56	706,3	528,66
10	31-47	Монтаж топки механической	1топ	2	5р-1, 4р-1, 3р-1, 2р-2	94	69-18	188	138-36
11	31-47	Монтаж пароперегревателя	1блок	2	6р-1, 4р-2, 3р-2	12,5	10-10	25	20-20
12	31-107а	Монтаж экономайзера блоками	1т	20,42	5р-1, 4р-1, 2р-1, 3р-1	7,6	5-91	155,19	120-68
13	Е31-58-1	Технический осмотр секций воздухоподогревателя	1т	3,4	5р-1, 4р-1, 2р-1	1,2	0,94	4,08	3-20


1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
14	Е31-58-1	Установка секций воздухоподогревателя	1т	3,4	6р-1, 3р-2, 4р-1	0,71	0-57,7	2,41	1-96
15	Е-31-58	Монтаж поворотных заслонок	1т	0,2	5р-1, 3р-2,	3,5	2,7	0,7	0-54
16	31-23	Монтаж выносных циклонов	Шт.	2	6р-1, 3р-1, 2р-1	5,7	4-85	11,40	9-70
17	Е-31-58	Монтаж аппаратов гидрозолоудаления	Шт.	2	5р-1, 3р-1, 2р-1	39,5	29-63	79,00	59-26
18	31-64	Монтаж механизированного шлакозолоудаления (с опробованием) ИТОГО III.Монтаж тягодутьевых устройств	шт.	2	5р-1, 3р-1, 2р-2 монтажники к,н,в.д	72	55-80	144,00 2596,08	111-60 1856-35
19	31-110	Монтаж пылегазовоздуховодов	1т	1,5	6р-1, 4р-1, 3р-1, 2р-1	35	26-81	52,5	40-22
20	34-28а	Монтаж вентилятора ВДН-12,5(с опробованием)	1 шт	2	6р-1, 4р-1, 3р-1, 2р-1	51,8	42-18	103,60	84-36


1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
21	34-27	Монтаж вентилятора Ц4-70№3,2 (с опробованием)	1 шт	1	6р-1, 3р-2	5,6	4-36	5,6	4-36
22	34-32	Монтаж дымососа ДН-15 (с опробованием) ИТОГО IV. Монтаж насосов	1 шт	2	6р-1, 3р-1	103,5	84-13	207,00 368,7	168-26 297,20
23	34-16	Монтаж насоса промывочной воды	шт	1	5р-1, 3р-1	18,2	14-65	18,2	14-65
24	34-18	Монтаж и опробование блока насоса горячего водоснабжения БНГВ-30/122	шт	4	5р-1, 4р-1	29,5	24,49	118,0	97,96
25	34-24в	Монтаж и опробование блока сетевых насосов БСН-180/325 ИТОГО V. Монтаж ХВО	шт	2	6р-1, 4р-1 3р-1, 2р-2	50,5	40-66	101,0 237,20	81,32 193-93
26	31-81	Монтаж шайбовых дозаторов	шт.	2	5р-1, 3р-1	11,5	9-26	23,00	18-52

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
27	31-78а	Монтаж катионовых фильтров 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
28	31-79в	Монтаж солерастворителя Ду-1000мм	шт.	1	5р-1, 3р-1 2р-1	8,7	6-53	8,7	6-53
29	31-78б	Загрузка фильтров ИТОГО VI. Монтаж водоподогревателя и деаэраторов	1м³	6	4р-1, 3р-1 монтажники к,н,в.д.	1,8	1-28	10,8 78,0	7-68 59-91
30	31-19	Монтаж опор под деаэраторные баки	шт.	4	5р-1, 3р-2	1,4	1-07,8	5,6	4-31
31	31-84	Монтаж деаэраторных баков КБДПУ-50-180	1бак	2	6р-1, 4р-3 3р-3	66	52-14	1,32	104-28
32	31-85	Монтаж деаэраторной колонки	1кол	2	6р-1, 4р-2 3р-2	41,4	32-09	41,4	32-09
33	31-83	Монтаж сепаратора непрерывной продувки БСНП-300-5	шт.	1	4р-1
34	30-97	Монтаж блока редукционной установки БРУ 60	1бл.	1	5р-1	7,4	5-74	7,4	5-74

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
35	30-88а	Технический осмотр и монтаж подогревателей воды ИТОГО VII. Монтаж вспомогательного оборудования	шт.	6	5р-1, 4р-1 3р-1, 2р-1	5,04	24-52	30,24 288,64	147-12 251-72
36	31-87а	Монтаж бака промывочной воды = 4м³	шт.	1	5р-1, 4р-1 3р-2	5,5	4-26	5,5	4-26
37	31-87а	Монтаж бака аккумулятора =150м³	шт.	2	5р-1, 4р-1 3р-2	14	10-85	2,5	1,94
38	31-87а	Монтаж расходного бака крепкого раствора соли =2м³ ИТОГО VIII. Обмуровочные работы	шт.	1	5р-1, 4р-1 3р-2	2,5	1,974	2,5 36	1,94 27-90
39	31-112В а,б	Обмуровка котлоагрегатов облегченная	1м³	30	5р-1, 4р-1 3р-2	12	9-60	360	288-00
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
40	31-111	Подготовительные работы	1м³	34,6	4р-1, 3р-1 2р-1	4,7	3,34	162,62	115-56
41	31-112Б	Обмуровка водного экономайзера ИТОГО XI. Монтаж технологических трубопроводов	1м³	4,6	5р-1, 4р-1 3р-2	12	9-60	55,2 577,82	44-16 447-72
42	26-1	-“- X. Подготовка к пуску и паровое опробование котлоагрегатов	п.м.	320	4р-1, 3р-1 2р-1, св5р-1	0,18	0-16	57,6	51-20
43	31-109	Гидравлическое испытание котлоагрегатов и сдача инспектору гостехнадзора	1 к/а	2	5р-1, 4р-1 3р-2, 2р-1	50	37-40	100	74-80
44	31-114	Щелочение котлоагрегатов с подьемом давления. ИТОГО	1 к/а	2	6р-1, 3р-1 2р-2	155	117-80	310,0 410,0	235-60 310-40

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

№№ пп	Наименование работ	Затраты труда чел.дн	Заработная плата руб
1	2	3	4
1.	Подготовительные работы	118,5	608-52
2.	Монтаж котлоагрегатов	324,51	1856-35
3.	Монтаж тягодутьевых устройств	46,08	297-20
4.	Монтаж насосов	29,65	193-93
5.	Монтаж ХВО	9,75	59-91
6.	Монтаж подогревателей сетевой воды и деаэраторов	36,08	251-72
7.	Монтаж вспомогательного оборудования	4,5	27-90
8.	Обмуровочные работы	72,23	447-72
9.	Монтаж технологических трубопроводов	7,2	52-20
10.	Подготовка к пуску и паровое опробование котлоагрегатов	51,25	310-40
	ВСЕГО:	699,75	4104-85

7.4. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ КАЛЕНДАРНОГО ПЛАНА
Исходными данными для составления календарного плана является сводная ведомость затрат труда и заработной платы (табл. 7.2).Несколько смежных процессов объединяются в один комплекс работ. Считаются суммарные затраты труда по комплексу работ.
Продолжительность выполнения каждого вида работ определяется по формуле
t=m*(Q/n) (7.1)
где Q- трудоемкость, чел-дн.(табл.7.2)
n- состав звена,выполняющего данный процесс,чел.
m=1,2 - коэффициент перевыполнения норм выработки.
Расчет ведется в таблице календарного плана на листе графической части дипломного проекта. На основании календарного плана строим график движения рабочих. Принимаем три звена (Табл.7.3). При организации работ принят совмещенно-поточный метод монтажа.
7.4.1.ПРОФЕССИОНАЛЬНО-КВАЛИФИКАЦИОННЫЙ COCTAВ БРИГАД (ЗВЕНА)
По производственной калькуляции (табл.7.1) определяем состав каждого звена по численности, профессии и разряду. Общая численность бригады определяется суммированием входящих в нее рабочих всех профессий.
Данные сводим в табл.7.3.
Таблица 7.3.

Профессия	Состав звена, чел.
	В том числе по разрядам
	Всего	I	II	III	IV	V	VI
1 звено:	5
монтажники котельных установок (м.к.у.)
монтажник		-	1	1	1	1	1	Огнеупорщ. 3р
электросварщик								-“-
2 звено:	5
монтажник котельных установок
монтажник		-	1	1	1	1	1	-“-
электросварщик						1
3 звено:	5
монтажник насосов,вентиляторов, компрессоров,дымососов
монтажник			1	1	1	1	1

Огнеупорщики	10
огнеупорщики		-	2	2	2	2	2

Итого	25

7.5. ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОЙ ГЕНПЛАНА
7.5.1. ОРГАНИЗАЦИЯ СКЛАДСКОГО ХОЗЯЙСТВА
Площадь складов, для хранения строительных конструкций, деталей и материалов определяется расчетным путем в соответствии с принятым запасом и нормами складирования.
Наибольшая суточная площадь складов определяется по формуле
F=Q*R₁*R₂*n’/(n*q*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,   =0,38м³/м² (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
E_вр.з.=Н*Р_мах                                                                                               (7.3)
где Н - норма, в м² на одного работающего, принимается по приложению 4
Р_мах- максимальное количество работников в одну смену из календарного плана.
Результаты расчетов сводим в табл.7.4.

Таблица 7.4
Ведомость потребности временных зданий и сооружений

№№ пп	Наименование временных зданий и сооружений	Расч. к-во рабоч итр, моп	Значен показат на 1 рабоч. итр, моп	Расчетная площадь м²	Принятое здание		Принимаемая площадь м²	Кол-во зданий
№№ пп	Наименование временных зданий и сооружений	Расч. к-во рабоч итр, моп	Значен показат на 1 рабоч. итр, моп	Расчетная площадь м²	тип	размер	Принимаемая площадь м²	Кол-во зданий
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Прорабская	2	4	8	передвижное	62,72,6(4)	16,2	1
2	Гардеробная	16	0,42	6,72	419,08	62,72,6(4)	16,2	1
3	Умывальные	18	0,25	4,5	419,08	62,72,6(4)	16,2	1
4	Душевые	15	0,5	7,5	419,08	62,72,6(4)	16,2	1
5	Уборные	18	0,2	3,6	щитовой	0,8*1,2=0,96	0,96	2
6	Помещение для приема пищи	18	0,8	14,4	передвижное	92,72,6(4)	24,3	1

7.5.3. РАСЧЕТ ВРЕМЕННОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Потребность в воде определяется по трем группам потребителей: производственные нужды, хозяйственно питьевые нужды и расход на пожаротушение.
Секундный расход воды на производственные нужды определяется по формуле

(7.4)
где: G_пр^сек- производственный расход каждого отдельного потребителя воды (литров-смену), получаемый как производственные нормы расхода воды на объем работ в смену (прил.7 м ), на компрессор q_i=10000л/см=0,347л/с, на грузовик q_i=300л/см
К₁ - коэффициент сменной неравномерности потребления, принимается равным 1,5
Секундный расход воды на санитарно-бытовые нужды на стройплощадке определяется в л/с по формуле:

(7.5)
где: N₁ - количество рабочих в максимальную смену
К₂ - коэффициент сменной неравномерности водопотребления, принимается равным 1,5
А₁ - расход воды в литрах на одного рабочего, пользующегося умывальником, А₁=15л/чел,А₂=15л/чел - на хозяйственные нужды одним рабочим
t₂- продолжительность работы душевой установки,принимается 45мин.
А₃ – ЗО л - расход воды на одного человека,пользующимся душем
Расчетный расход на объекте
G_пр=1,5(10000+300)/8*3600=0,536 л/с
G_б=1,5*18(15+15)/8*3600+0,4*30*15/45*60=0,128 л/с
Расчетный расход на объекте определяется по формуле:
G_расч=G_пож+0,5*1,2(G_пр+G_б)
G_расч=10+0,5*1,2(0,536+0,128)=10,398
Диаметры труб водопроводной сети определяются по формуле:
dн=2(Q_расч*1000)/3,14*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
К₁,К₂,К₃,К₄ - коэффициент спроса,зависящие от числа потребителей
4 - коэффициент мощности,зависящий от характера,количества и загрузки потребителей силовой энергии
Результаты расчетов сводим в таблицу 7.6

Таблица 7.6
Расход электроэнергии для энергоснабжения строительной площадки

№№ пп	Наименование потребителей	Ед. изм.	К-во обьем площ.	Норма на ед. измерения уст мощнос Ру, кВт	Общая уст. мощность эл. энергии Ру.кВт	Коэффициент спроса К	Коэффициент мощности
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Производственные нужды
	1.Тельфер г.р.п. 3т	шт	1	5,0	5,0	0,75	0,75
	2.Тельфер г.р.п. 5т	шт	1	11,2	11,2	0,75	0,75
	3.Кран ДЭК-161	шт	1	22	22	0,75	0,75
	4.Компрессор	шт	2	7	14	0,75	0,75
	Итого				52,0
2.	Технологические нужды
	1.Сварочный трансформатор СТШ-250	шт	2	153	30,6	0,75	0,75
3.	Внутреннее освещение
	1.Котельная	100м²	1500	1	15	0,8	1
	2.Крытые склады	100м²	98,6	1	0,986	0,8	1
	3.Административно-хозяйственные помещения	100м²	97,2	1	0,972	0,8	1
	Итого				16,958
4.	Наружное освещение	1000	24431	1,5	36,65	1	1

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

где: Е - нормируемая освещенность в лк принимаем Е=0,1 лк
К - коэффициент запаса для прожекторного освещения К=1,5
F₀ - освещаемая площадь
d - световой поток лампы накаливания, =270Слм
h- к.п.д. прожетора, принимаем 0,^5
K^u коэффициент использования светового потока,принимаем 0,9
K_н- коэффициент неравномерности освещения, =0,75

=6 прожекторов
тип лампы накаливания НГ-220-300
7.6. РАСЧЁТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
А. Планируемая продолжительность строительно-монтажных работ.
Определяем по календарному плану Т=57 дн
В. Трудоемкость работ: по калькуляции
Q=699.75 чел.дн
С. Зарплата рабочих по калькуляции (табл.7.2) с учетом переводного коэффициента с рублей 1984г. на гривны 1997г. =0,78
3=(4821-61руб)х0,78 =5171-60 руб .
Среднедневная зарплата рабочих
З¹=З/Q = 5171-60/699.75=7.55 руб/чел.дн
Е. Сметная стоимость строительно-монтажных работ с удельным весом зарплаты 8%
С_м= З/З_уд=3760-86/0,08=47010,7 руб
К. Среднедневная выработка В = С_м/Q=47010,7/699.75=59-86 руб/чел.дн
Коэффициент использования рабочих
К_исп=Р_мах*Т/Q=1.5*57/692.56=1.23
М. Месячная зарплата рабочих
З_м = 5-38*24=129-12=173-65 руб.
8.ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ЭНЕРГОРЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ
8.1.Организация эксплуатации теплогенерирующей установки с паровыми котлоагрегатами во время их работы и остановки.
Ведение режима работы котлоагрегата должно осуществляться по режимной карте, разработанной в результате пусконаладочных работ и расчета тепловой схемы котельной.
Производительность котлоагрегата регулировать так, чтобы обеспечивался нормальный режим работы топки, исключающий её шлакование и тепловой перекос.
Допускается колебания давления пара ±0,03-0,05 Мпа и температура перегретого пара ±10-15 °С.
Поддерживать минимально допустимое разрежение в топке.
Производить по разработанному пусконаладочными работами графику устранение наружных поверхностей нагрева. Контроль за состоянием поверхностей нагрева осуществляется по температуре продуктов сгорания и сопротивлению газового тракта.
Не реже одного раза в смену проверяется исправность контрольно-измерительных приборов.
Регулярно по нагреву труб проверяется плотность спускных и дренажных вентилей.
Все заметки о работе оборудования, замеченных его дефектах и проведенных мероприятиях по их устранению дежурный персонал обязан заносить в оперативный журнал и ремонтную книгу.
Регулярно записывать показания приборов.
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:
Прекращается подача топлива, дожигаются его остатки на решетке, прекращается подача воздуха (отключается дутьевой вентилятор).
В течении 10 мин вентилируются газоходы.
Останавливается дымосос и закрывается шибер за котлом.
После прекращения горения в топке и выработки пара котел отключают от паровой магистрали.
Открывают продувку пароперегревателя на 30-40 мин для его охлаждения.
Непрерывно ведется наблюдение за уровнем воды в котле и его питанием до допустимого верхнего уровня.
Очищают топку от остатков топлива, золы и шлака, разгружают золовые бункеры.
В течении 4-6 часов котел медленно остывает, при этом топочные дверцы должны быть закрыты.
Через 4-6ч после остановки проветривают газоходы с помощью естественной тяги и продувки котла.
Через 8-10ч после остановки для ускорения охлаждения открывают шибер за котлом и включают дымосос, продувку повторяют.
Воду полностью удаляют из котла только после охлаждения ее до 70-80 °С.
Воду спускают медленно, открывая при этом все воздушные краны или предохранительные клапаны.
Котел отсоединяют от других котлов установкой металлических заглушек между фланцами на паровых, питательных, спускных и продувочных линиях.
Осматривают топку, котел, вспомогательное оборудование.
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:
Исходя из местных условий на основании технико-экономических расчетов по возможности строить склад закрытого типа.
Выбирать форму и размеры штабеля с наименьшей наружной поверхностью на еденицу обьема.
Производить послойное уплотнение штабелей для борьбы с самонагреванием.
Обеспечить организованный сток воды для предотвращения скопления атмосферных осадков.
Выполнять подштабельное основание в соответствии с нормами и требовании.
Разные марки топлива хранить в отдельных штабелях.
Перед разгрузкой прибывшей партии свежего топлива очищать склад от старого топлива и посторонних предметов.
Сокращать время межу выгрузкой угля и завершением уплотнения штабеля.
Постоянно вести контроль за температурой угля в штабеле.
Нормировать расход условного и натурального топлива на выработанную и отпущенную еденицу тепловой энергии.

Список использованной литературы
СНиП 2.01.01.-82 Строительная климатология и геофизика Госстрой СССР-М: Стройиздат, 1983 – 136с.
Роддатис К.Ф. Полтарацкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. /под ред. Роддатиса К.Ф. М: Энергатомиздат, 1989-488с.
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
Тепловой расчет промышленных парогенераторов /под ред. Частухина В.И., Киев 1982.
Ю.М.Гусев. Основы проэктирования котельных установок Изд. 2-е, перераб. и доп., М., Стройиздат, 1973.
Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. Изд. 2-е, перераб. и доп., М., “Энеригя”, 1976.
Сосков В.И. Технология монтажа и заготовительные работы. Учеб для вузов по специальности “Теплоггазоснабжение и вентиляция”. М.: Высшая школа, 1989-344с.
Орлов Г.Г. Охрана труда в строительстве. Учебник для строит. Вузов. – М.: Высш. школа., 1984-343с.
Золотницкий Н.Д., Пчелинцев В.А. Охрана труда в строительстве. Под ред. Золотницкого Н.Д.Учеб для вузов. М.: Высшая школа, 1978.
Производственные и отопительные котельные. /Е.Ф. Бузников, К.Ф. Роддатис, Э.Я.Берзиньш.- 2-е изд., перераб. – М.: Энергатомиздат, 1984.-с. 248., ил
ЕНиР. Сборник Е31. Монтаж котельных установок и вспомогательного оборудования./ Госстрой СССР. –М.: Стройиздат, 1988.- 159с.
Методические указания к разделу "Организация и планирование строительного производства, включая АСУ"

Таблица 1.5
Расчет тепловой схемы отопительно-производственной котельной с паровыми котлами КЕ-25-14с для закрытой системы теплоснабжения.

№№ пп	Наименование	Обоз-	Ед.	Расчетная	Расчетные режимы
позиц. исход. данных	величин	начение	изм.	формула	Максимально зимний	При средней температуре наиболее холодного периода	При темпера туре наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды.	Летний
Р₀₁	Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды	t_н.изл	°C	t_вн-0,354(t_вн- t_р.о.)	-	-	18-0,354* *(18+24)= =3,486	-
Р₀₂	Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха	К_ов	-	(t_вн- t'_н)/ (t_вн- t_р.о)	1	(18-(-10))/(18-(-23))=0,67	(18-0,486)/ /(18-(-24))= =0,354	-


Р₀₃	Расчетный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию	Q_ов	МВт	Q^макс_ов*К_ов	15,86	15,86*0,67= 10,62	5,61	-
Р₀₄	Значение коэффициента К_ов в степени 0,8	К^0.8_ов	-		1	0,73	0,436	-
Р₀₅	Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной	t_I	°C	18+64,5* К^0.8_ов+64,5К_ов	150 (см 03)	18+64,50,73+67,50,67= 110,3	70 (см 04)	70
Р₀₆	Температура обратной сетевой воды	t₂	°C	t₁-80*К_ов	70	56,7	54,7	42,7
Р₀₇	Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зимних режимах	Q_ов+гв	МВт	Q_ов+ Q^сргв	17,22	11,98	6,97	0,936
Р₀₈	Расчетный расход сетевой воды в зимних режимах	G_сет	кг/с	Q_ов+гв10³/(t₁-t₂)C	51.37	94.13	65.56	-
Р₀₉	Отпуск теплоты на горячее водоснабжение в летнем режиме	Q^л_гв	МВт		-	-	-	0,963


Р₁₀	Расчетный расход сетевой воды в летнем режиме	G^л_сет	кг/ч	Q^л_гв10³/(t₁-t₂)C	-	-	-	9,2
Р₁₁	Объем сетевой воды в системе водоснабжения	G_сист	Т	q_сис*Q_д^max	519,53	519,53	519,53	519,53
Р₁₂	Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети	G_ут	кг/с	0,005G_сист1/3,60	0,72	0,72	0,72	0,72
Р₁₃	Количество обратной сетевой воды	G_{сет.обр.}	кг/с	G_сет- G_ут	21,24	92,21	60,08	7,64
Р₁₄	Температура обратной сетевой воды перед сетевыми насосами	t_з	°C	t₂G_{сет.обр}+ТG_ут/ G_сет	70,5	56,7	42,2	43,1
Р₁₅	Расход пара на подогреватели сетевой воды	Д_б	кг/с	G_сет(t₁-t₃)/ (i₂/4,19-t_кб) 0,98	7,14	9,13	2,93	0,48
Р₁₆	Количество конденсата от подогревателей сетевой воды	G_б	кг/с	Д_б	7,14	9,13	2,93	0,43





Р₁₇	Паровая нагрузка на котельную за вычетом расхода пара на деаэрацию и на подогрев сырой воды, умягчаемой для питания котлов, а также без учета внутрикотельных потерь	Д	кг/с	Д_потр+Д_б+Д_маз	4,98+7,14= 12,12	4,98+9,13= 14,11	4,98+2,93= 7,91	0,53+0,43= 0,96
Р₁₈	Количество конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства	G_к	кг/с	G_б+ G_потр	7,19+3,98= 11,12	9,13+3,98= 13,11	2,93+3,98= 6,91	0,43+0,42= 0,85
Р₁₉	Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки	G_пр	кг/с	n/100*Д	0,6	0,7	0,39	0,05
Р₂₀	Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки	Д^'_пр	кг/с	0,148*G_пр	0,148*0,6= 0,089	0,148*0,70= 0,104	0,148*0,39= 0,060	0,148*0,05= 0,007




Р₂₁	Количество продувочной воды, на выходе из сепаратора непрерывной продувки	G^'_пр	кг/с	G^'_пр- Д_пр	0,6-0,089= 0,511	0,70-0,104= 0,596	0,32-0,060= 0,33	0,05-0,007= 0,043
Р₂₂	Внутрикотельные потери пара	Д_пот	кг/с	0,02*Д	0,021212 0,24	0,02*14,11= 0,28	0,02*7,91= 0,16	0,02*0,96= 0,02
Р₂₃	Количество воды на выходе из деаэратора	G_д	кг/с	Д+ G_пр+ П_ут	13,44	15,53	9,02	2,07
Р₂₄	Выпар из деаэратора	Д_вып	кг/с	d_вып*G_д	0,002*13,44= 0,027	0,002*15,53= 0,03	0,002*9,02= 0,018	0,002*2,07= 0,004
Р₂₅	Количество умягченной воды, поступающей в деаэратор	G_хво	кг/с	(Д_потр-G_потр)+ +G'_пр+Д_пот+Д_вып+G_ут	2,498	2,64	2,44	0,96
Р₂₆	Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку	G_с.в	кг/с	К^с.н._хво*G_хво	1,2*2,498= 3,2	1,2*2,64= 3,17	1,2*2,44= 2,93	1,2*0,96= 1,15
Р₂₇	Расход пара для подогрева сырой воды	Д_с	кг/с	G_св(Т₃-Т₁)С/(i₂-i₆)*0.98	0.13	0.13	0.12	0.024
Р₂₈	Количество конденсата от подогревателей сырой воды, поступающей в деаэратор	G_с	кг/с	Д_с	0,13	0,13	0,12	0,024

Р₂₉	Суммарный вес потоков, поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)	G_S	кг/с	G_к+G_хво+G_с+Д_пр-Д_вып	13,89	15,95	10,07	2,01
Р₃₀	Доля конденсата от подогревателей сетевой воды и с производства в суммарном весе потоков, поступающих в деаэратор			G_к/ G_S	0,8	0,82	0,68	0,4
Р₃₁	Удельный расход пара на деаэратор	d_д	кг/кг	Рис.11 [ ]	0,0525	0,052	0,056	0,0753
Р₃₂	Абсолютный расход пара на деаэратор	Д^*_g	кг/с	d_д* G_S	0.75
Р₃₃	Расход пара на деаэратор питательной воды и для подогрева сырой воды	-	кг/с	(Д_g+Д_с)^*	0,75+0,13= 0,88	0,82+0,13= 0,95	0,56+0,12= 0,88	0,15+0,024= 0,179
Р₃₄	Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь	Д^*'	кг/с	Д+(Д_g+Д_с)	12,12+0,88= 13,00	14,11+0,9= 15,06	7,91+0,68= 8,59	0,96+0,179= 1,13
Р₃₅	Внутрикотельные потери пара	Д_пот	кг/с	Д' * (К_пот/(1-К_пот))	0,26	0,3	0,17	0,023

Р₃₆	Суммарная паровая нагрузка на котельную	Д^*_сум	кг/с	Д'+Д_пот	13,26	15,36	8,76	1,153
Р₃₇	Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки	G_пр	кг/с	n/100*D_сум	0,61	0,71	0,42	0,055
Р₃₈	Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки	D_пр	кг/с	G_пр(i₇0,98-i₈)/ (i₃-i₈)	0,091	0,104	0,06	0,008
Р₃₉	Количество продувочной воды на выходе их сепаратора непрерывной продувки	G^'_пр	кг/с	G_пр-D_пр	0,519	0,606	0,36	0,047
Р₄₀	Количество воды на питание котлов	G_пит	кг/с	D_сум+G_пр	13,87	16,07	9,18	1,208
Р₄₁	Количество воды на выходе из деаэратора	G_g	кг/с	G_пит+G_ут	14,59	17,157	9,90	1,93
Р₄₂	Выпар из деаэратора	D_вып	кг/с	d_вып*G_g	0,029	0,034	0,02	0,004
Р₄₃	Количество умягченной воды, поступающее в деаэратор	G_хво	кг/с	(D_потр-G_потр)-G'_пр+ D_пот+D_вып+G_ут		2,72	2,48	0,98


Р₄₄	Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку	G_с.в	кг/с	K^с.н._хво*G_хво	1,2*2,57= 3,08	1,2*2,72= 3,24	1,2*2,48= 2,98	1,2*0,98= 1,12
Р₄₅	Расход пара для подогрева сырой воды	D_c	кг/с	G_с_._в_.(T₃-T₁)C/ (i₂-i₈)*0,98	0,068	0,14	0,12	0,02
Р₄₆	Количество конденсата поступающего в деаэратор от подогревателей сырой воды	G_c	кг/с	D_c	0,068	0,14	0,12	0,02
Р₄₇	Суммарный вес потоков поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)	G_S	кг/с	G_k+G_хво+G_c+D_пр-D_вып	13,9	16,04	9,78	1,96
Р₄₈	Доля конденсата от подогревателей		кг/с	G_k/ G_S	11,12/13,90= 0,797	13,11/16,04= 0,82	0,736	0,486
Р₄₉	Удельный расход пара на деаэратор	d_g	кг/кг	Рис.11	0,0525	0,052	0,056	0,0753
Р₅₀	Абсолютный расход пара на деаэратор	D_g	кг/с	d_g* G_S	0,765	0,835	0,55	0,15
Р₅₁	Расход пара на деаэрацию питательной воды и подогрев сырой воды	-	кг/с	(D_g+D_c)	0,833	0,975	0,67	0,17

Р₅₂	Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь	Д₁	кг/с	D+(D_g+D_c)	12,12+0,87= 12,9	14,11+0,87= 15,07	7,91+0,67= 8,58	0,96+0,17= 1,13
Р₅₃	Суммарная паровая нагрузка на котельную	D_сум	кг/с	Д₁+D_пот	13,21	15,385	8,75	1,153
Р₅₄	Процент расхода пара на собственные нужды котельной (деаэрация подогрев сырой воды)	К_с.н.	%	(Д_g+Д_с)/D_сум*100	6,3	6,34	7,66	14,74
Р₅₅	Количество работающих котлов	N_к.р.	Шт.	D_сум/D^к_ном	2	2	2	1
Р₅₆	Процент загрузки работающих паровых котлов	К_зат	%	D_сум/D^к_номN_к.р. *100%	95,17	110,84	63	16,6
Р₅₇	Количество воды, пропускаемое помимо подогревателей сетевой воды (через перемычку между трубопроводами прямой и обратной сетевой воды)	G_сет.п.	кг/с	G_сет*(t^max₁-t₁)/ /(t^max₁-t₃)	0	40,22	49,52	7,03



Р₅₈	Количество воды пропускаемое через подогреватели сетевой воды	G_сет.б.	кг/с	G_сет- G_сет.п.	51,37	94,13-40,22= 53,91	66,56-49,52= 17,04	9,20-7,03= 2,17
Р₅₉	Температура сетевой воды на входе в пароводяные подогреватели	t₄	°C	[t₁^max(i₆-t_к_._б_._с_.)+ t₃(i₂-i₆)]/(i₂- t_к_._б_._с_.)	81,6	71,2	57,4	58,6
Р₆₀	Температура умягченной воды на выходе из охладителя продувочной воды	Т₄	°C	T₃+G'_пр/G_хво*(i₈/c --t_пр)	33,6	32,1	31,1	37,2
Р₆₁	Температура умягченной воды поступающей в деаэратор из охладителя пара	Т₅	°C	T₄+D_вып/G_хво*(i₄-i₅)/c	37,8	35,6	34,4	39,2

Расчёт тепловой схемы.

На принципиальной тепловой схеме указывается главное оборудование (котлы, насосы, деаэраторы, подогреватели) и основные трубопроводы.
1. Описание тепловой схемы.
Насыщенный пар из котлов с рабочим давлением Р = 0,8 МПа поступает в общую паровую магистраль котельной, из которой часть пара отбирается на оборудование установленное в котельной, а именно на: подогреватель сетевой воды; подогреватель горячей воды; деаэратор. Другая часть пара направляется на производственные нужды предприятия.
Конденсат от производственного потребителя самотёком возвращается, в размере 30% при температуре 80 ^оС, в конденсатосборник и далее конденсатным насосом направляется в бак горячей воды.
Подогрев сетевой воды, также как и подогрев горячей воды, производится паром в последовательно включённых двух подогревателях, при этом подогреватели работают без конденсатоотводчиков, отработанный конденсат направляется в деаэратор.
В деаэратор, также поступает химически очищенная вода из ХВО, восполняющая потери конденсата.
Насосом сырой воды вода из городского водопровода направляется на ХВО и в бак горячей воды.
Периодическая продувка из котлов в размере 2 % направляется в барботер.
Деаэрированная вода с температурой около 104 ^оС питательным насосом нагнетается в экономайзеры и далее поступает в котлы.
Подпиточная вода для системы теплоснабжения забирается подпиточным насосом из бака горячей воды.
Основной целью расчёта тепловой схемы являются:
1. определение общих тепловых нагрузок, состоящих из внешних нагрузок и расхода пара на собственные нужды,
2. определение всех тепловых и массовых потоков необходимых для выбора оборудования,

3.                      определение исходных данных для дальнейших технико-экономических расчётов (годовых выработок тепла, топлива и т.д.).
Расчёт тепловой схемы позволяет определить суммарную паропроизводительность котельной установки при нескольких режимах её работы. Расчёт производится для 3-х характерных режимов:
1.                                          максимально-зимнего,
2.                                          наиболее холодного месяца,
3.                                          летнего.
2. Исходные данные для расчёта тепловой схемы.

Физическая величина	Обозна-чение	Обоснование	Значение величины при характерных режимах работы котельной.
Физическая величина	Обозна-чение	Обоснование	Макси-мально – зимнего	Наиболее холодного месяца			летнего
Расход теплоты на производственные нужды, Гкал/ч.	Q_т	Задан	4,2	4,2			4,2
Расход теплоты на нужды отопления и вентиляции, Гкал/ч.	Q_о.в.	Задан	5,3	–––			–––
Расход воды на горячие водоснабжение, т/ч.	G_г.в.	Задан	11,5	11,5			11,5
Температура горячей воды, ^оС	t₃	СНиП 2.04.07-86.	60	60			60
Расчётная температура наружного воздуха для г. Якутска, ^оС:
– при расчёте системы отопления:	t_р.о.	СНиП 23-01-99	-54	-45			–––
– при расчёте системы вентиляции:	t_р.в.	СНиП 23-01-99	-45	–––			–––
Возврат конденсата производственным потребителем, %	β	Задан	30	30			30
Энтальпия насыщенного пара давлением 0,8 Мпа, Гкал/т.	i_п	Таблица водяных паров	0,6616
Энтальпия котловой воды, Гкал/т.	i_кот	»	0,1719
Энтальпия питательной воды, Гкал/т.	i_п.в.	»	0,1044
Энтальпия конденсата при t = 80 ^оС, Гкал/т.	i_к	»	0,08
Энтальпия конденсата с “пролётным” паром, Гкал/т.	i^\|_к	»	0,1562
Температура конденсата возвращаемого из производства,^оС	t_к	Задана	80
Температура сырой воды,^оС	t_с.в.	СП 41-101-95	5		5	15
Продувка периодическая, %	ρ_пр	Принята	2
Потери воды в закрытой системе теплоснабжения, %	К_ут.	Принят	2
Расход пара на собственные нужды котельной, %	К_с.н	Принят	5
Потери пара в котельной и у потребителя, %	К_пот.	Принят	2
Коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО.	К_хво	Принят	1,25

3. Расчёт тепловой схемы.
1. Расход пара на производство, т/ч:

Q_т – расход теплоты на производственные нужды, Гкал/ч;
i_п – энтальпия пара, Гкал/т;
i_п – энтальпия конденсата, Гкал/т;
η – КПД оборудования производственного потребителя.
2. Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:

t_вн – внутренняя температура отапливаемых зданий, ^оС;
t_н – текущая температура наружного воздуха, ^оС;
t_р.о – расчётная температура наружного воздуха, ^оС.
3. Расход воды на подогреватель сетевой воды т/ч:

Q_о.в. – расход теплоты на отопление и вентиляцию, т/ч;
t₁– расчётная температура воды в подающей линии тепловой сети, ^оС;
t₂– расчётная температура воды в обратной линии тепловой сети, ^оС;
С_в – теплоёмкость воды, Гкал/т·^оС.
4. Температура воды в подающей линии тепловой сети, для режима наиболее холодного месяца, ^оС (можно также определить по графику регулирования):

5. Температура воды в обратной линии тепловой сети, для режима наиболее холодного месяца, ^оС (можно также определить по графику регулирования):

6. Расход пара на подогреватель сетевой воды, т/ч:

– энтальпия конденсата с пролётным паром, Гкал/т;
η – КПД подогревателя сетевой воды.
7. Расход подпиточной воды на восполнение утечек в системе теплоснабжения, т/ч:

К_ут – потери воды в закрытой системе теплоснабжения, %.
8. Возврат конденсата от технологического потребителя, т/ч:

β – возврат конденсата производственным потребителем, %.
9. Расход сырой воды на бак горячей воды, т/ч:

G_гв. – расход воды на горячие водоснабжение, т/ч.
10. Средняя температура воды в баке горячей воды, ^оС:

t_к – температура конденсата от производственного потребителя,^оС;
t_c_в.– температура сырой водопроводной воды,^оС;
11. Расход пара на подогреватель горячей воды, т/ч:

t₃ – температура горячей воды, ^оС
η – КПД подогревателя ГВС.
12. Расход пара внешними потребителями, т/ч:

13. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:

К_с.н.– расход пара на собственные нужды котельной, %.
14. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч,:

15. Потери пара у потребителя, т/ч:

К_пот. – потери пара в котельной и у потребителя, %.
16. Расход воды на периодическую продувку, т/ч:

ρ_пр. – продувка периодическая, %.
17. Расход химически очищенной воды на деаэратор, т/ч:

18. Расход сырой воды на ХВО, т/ч:

К_хво – коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО.
19. Расход сырой воды, т/ч:

20. Средняя температура потоков воды, вошедших в деаэратор, ^оС:

i_хов – энтальпия химически очищенной воды, Гкал/т;
21. Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:

22. Действительная паропроизводительность котельной, т/ч:

23. Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %:

Если невязка получится меньше 3 %, то расчёт тепловой схемы считается законченным. При большей невязке расчёт следует повторить, изменив расход пара на собственные нужды.
Расчёт тепловой схемы сведён в таблицу №1.

Таблица №1: “Расчёт тепловой схемы”.
Физическая величина	Обозна-чение	Значение величины при характерных режимах работы котельной.
Физическая величина	Обозна-чение	Максимально – зимнего	Наиболее холодного месяца	летнего
1. Расход пара на производство, т/ч:	D_т	7,23	7,23	7,23
2. Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:	К_о.в.	1	0,875	–––
3. Расход воды на подогреватель сетевой воды т/ч:	G	212	212	–––
4. Температура воды в подающей линии тепловой сети, ^оС:	t₁	95	85,4	–––
5. Температура воды в обратной линии тепловой сети, ^оС:	t₂	70	63,5	–––
6. Расход пара на подогреватель сетевой воды, т/ч:	D_п.с.в.	10,7	9,4	–––
7. Расход подпиточной воды на восполнение утечек в системе теплоснабжения, т/ч:	G_ут.	4,24	4,24	–––
8. Возврат конденсата от технологического потребителя, т/ч:		2,2	2,2	2,2
9. Расход сырой воды на бак горячей воды, т/ч:		13,57	13,57	9,3
10. Средняя температура воды в баке горячей воды, ^оС:	t₄	15,3	15,3	27,4
11. Расход пара на подогреватель горячей воды, т/ч:	D_п.г.в.	1	1	0,76
12. Расход пара внешними потребителями, т/ч:	D_вн	18,93	17,66	8
13. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:	D_с.н.	0,947	0,883	0,4
14. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч,:		19,9	18,543	8,4
15. Потери пара у потребителя, т/ч:	D_пот.	0,4	0,371	0,17
16. Расход воды на периодическую продувку, т/ч:	G_пер.пр.	0,4	0,371	0,17
17. Расход химически очищенной воды на деаэратор, т/ч:	G_хов	8,03	7,97	7,57
18. Расход сырой воды на ХВО, т/ч:		10,04	9,9	9,5
19. Расход сырой воды, т/ч:	G_с.в.	23,61	23,44	18,8
20. Средняя температура потоков воды, вошедших в деаэратор, ^оС:	t_д	95	90,6	27,9
21. Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:	D_д	0,33	0,57	1,16
22. Действительная паропроизводительность котельной, т/ч:	D_к	19,65	17,37	9,34
23. Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %:	ΔD	1,3	0,3	10,2
24. Уточнённый расход пара на деаэратор, т/ч:		–––	–––	1,17
25. Уточнённая паропроизводительность котельной		–––	–––	9,36

График центрального качественного регулирования отпуска теплоты для системы отопления и вентиляции.

Центральное качественное регулирование заключается в регулировании отпуска теплоты путём изменения температуры теплоносителя на входе в прибор, при сохранении постоянным количество теплоносителя подаваемого в регулирующую установку.
Температура воды в тепловой сети является функцией относительной нагрузки, которую находят по формуле:

Относительная нагрузка может принимать значение от 0 до 1. Значение текущих температур в подающем и обратном трубопроводах в зависимости от относительной нагрузки определяется по формулам:

– расчётные температуры воды в подающем и обратном трубопроводе.
Расчёт графика центрального качественного регулирования сведён в таблицу №2.

Таблица №2
t_н,^оС		_,^оС	_,^оС
+ 8	0,162	32,2	28,1
+ 5	0,203	35,2	30,1
0	0,27	40,3	33,5
- 5	0,338	45,3	36,9
- 10	0,405	50,4	40,3
- 15	0,473	55,5	43,6
- 20	0,541	60,5	47
- 25	0,608	65,6	50,4
- 30	0,676	70,7	53,8
- 35	0,743	75,7	57,2
- 40	0,811	80,8	60,5
- 45	0,878	85,9	63,9
- 50	0,946	91	67,3
- 54	1	95	70

График годового расхода теплоты.

Для определения годового расхода тепла, планирования в течении года загрузки оборудования котельной и составления графика ремонта используют график годового расхода тепла по продолжительности стояния температур наружного воздуха.
Температура наружного воздуха в течение суток может колебаться, частично эти колебания компенсируются аккумулирующей способностью здания. Поэтому принято строить график в зависимости от продолжительности стояния данной температуры наружного воздуха.
Продолжительность стояния данной температуры наружного воздуха находят из климатологических справочников и СНиП.
Нагрузка производственного потребителя в течение года постоянна.
Нагрузка на ГВС в течение отопительного периода постоянна. В летний период нагрузка на ГВС меньше чем в отопительный период.
Повторяемость температур наружного воздуха:
–       49,9 ч – 45 ^оС – 587 ч,
–       44,9 ч – 40 ^оС – 507 ч,
–       39,9 ч – 35 ^оС – 523 ч,
–       34,9 ч – 30 ^оС – 573 ч,
–       29,9 ч – 25 ^оС – 462 ч,
–       24,9 ч – 20 ^оС – 423 ч,
–       19,9 ч – 15 ^оС – 410 ч,
–       14,9 ч – 10 ^оС – 394 ч,
– 9,9 ч – 5 ^оС – 454 ч,
– 4,9 ч – 0 ^оС – 523 ч,
0,1 ч – + 5 ^оС – 512 ч,
5,1 ч – + 8 ^оС – 728 ч,
Нагрузки для расчёта графика:

Гкал/ч,

Гкал/ч,
Основные расчётные зависимости:
1. Минимальная тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при температуре наружного воздуха +8 ^оС:

Гкал/ч;
2. Минимальная тепловая нагрузка необходимая внешним потребителям при t_н = +8^оС:

Гкал/ч;
3. Максимальная тепловая нагрузка необходимая внешним потребителям при t_н = +54^оС:

Гкал/ч;

График годового расхода пара.

График годового расхода пара рассчитывается и строится аналогично графику годового расхода тепла, только в формулах вместо соответствующей тепловой нагрузки (Q) подставляется соответствующий расход пара (D).
Нагрузки для расчёта графика:

т/ч,

т/ч,
Основные расчётные зависимости:
1. Минимальная паровая нагрузка на отопление и вентиляцию при температуре наружного воздуха +8 ^оС:

т/ч;
2. Минимальная паровая нагрузка необходимая внешним потребителям при t_н = +8^оС:

т/ч;
3. Максимальная паровая нагрузка необходимая внешним потребителям при t_н = +54^оС:

т/ч;

Расчёт расхода топлива.

Часовой расход топлива, определяется по формуле, м³/ч:

D_расч.– максимальный часовой расход пара вырабатываемый котлом, кг/ч,
D_расч = 19650 кг/ч.
G_пр.– максимальный часовой расход продувочной воды, кг/ч,
G_пр = D_расч ·0,01·ρ_пр. = 19650·0,01·2 = 393 кг/ч
ρ_пр – процент на периодическую продувку, %,
Δi – разность энтальпий между питательной водой и вырабатываемым паром, ккал/кг:

ккал/кг.
i_п – энтальпия насыщенного пара, ккал/кг,
i_п.в. – энтальпия питательной воды, ккал/кг,
i_пр. – энтальпия котловой воды, ккал/кг,

– низшая теплота сгорания топлива, ккал/м³,

η_к – КПД котла,

м³/ч.
Годовой расход топлива, определяется по формуле, м³/год:

– расчётный годовой расход пара, кг/год:

– годовой расход пара на подогреватель сетевой воды, кг/год:

D_п.с.в.– максимальный расход пара на подогреватель сетевой воды, кг/ч,
t_вн– средняя внутренняя температура отапливаемых помещений,^оС,
t_н– расчетная температура наружного воздуха,^оС,
t_ср.от – средняя температура наружного воздуха за отопительный период,^оС,
n_о – продолжительность отопительного периода,

кг/год.

– годовой расход пара на подогреватель горячей воды, кг/год:

– расход пара на подогреватель горячей воды в максимально-зимний период, кг/ч,

– расход пара на подогреватель горячей воды в летний период, кг/ч,
n_г.в. – число дней в году работы системы горячего водоснабжения (350),

кг/год.

– годовой расход пара на производство, кг/год:

кг/год.

кг/год – годовой расход пара на деаэратор,

– годовые потери пара, кг/год:

– потери пара у потребителя, %.

кг/год.

м³/год.

Выбор оборудования котельной.

Котлы.
В соответствии со СНиП “Котельные установки” расчётная мощность котельной определяется суммой мощностей требующихся потребителям на технологические процессы, отопление, вентиляцию и горячие водоснабжение при максимально-зимнем режиме.
При определении мощности котельной должны также учитываться мощности расходуемые на собственные нужды котельной и покрытия потерь в котельной и тепловых сетях.
Потребители тепла по надёжности теплоснабжения относятся:
            1. К первой категории – потребители, нарушение теплоснабжение, которых связано с опасностью для жизни людей и со значительным ущербом народному хозяйству.
            2. Ко второй категории – остальные потребители.
Перечень потребителей первой категории утверждает Министерство и Ведомство.
Котельные по надёжности отпуска тепла потребителям относятся:
            1. К первой категории – котельные являющиеся единственным источником тепла системы теплоснабжения и обеспечивающие потребителей Ι категории не имеющих индивидуальных резервных источников тепла.
            2. Ко второй категории – остальные котельные.
Все котельные сооружаемые в северной строительной климатической зоне относятся к Ι категории независимо от категории потребителей тепла.
Количество и единичную производительность котлоагрегата устанавливаемых в котельной следует выбирать по расчётной производительности котельной, проверяя режим работы котлоагрегатов для тёплого периода года, при этом в случае выхода из строя наибольшего по производительности котла котельной Ι категории оставшиеся должны              обеспечивать отпуск тепла потребителям Ι категории:
            1. на технологическое теплоснабжение и системы вентиляции в количестве определяемом минимальной допустимой нагрузкой.
            2. на отопление и ГВС в количестве определяемом режимом наиболее холодном месяце.
В котельной ГУП ФАПК установлены следующие типы котлов:
1.     ДКВР 10-13 – 2 шт.
2.     ДЕ 10-14ГМ – 1 шт.
Техническая характеристика котлов:
1.     Номинальная производительность: 10 т/ч,
2.     Температура пара: насыщенный,
3.     Температура питательной воды: 100 ^оС,
4.     Площадь поверхности нагрева:
–       радиационная: 47,9 м², (39,02 м²),
–       конвективная: 229,1 м², (110 м²),
–       общая котла: 277 м², (149,02 м²),
5.     Объём:     – паровой: 2,63 м³,
                 – водяной: 9,11 м³,
6.     Запас воды в котле при видимых колебаниях уровня в водоуказательном стекле 80 мм.: – 1,07 м³,
                 – 5,8 мин,
7.     Видимое напряжение парового объёма: 545 м³/(м³·ч),
8.     Живое сечение для прохода газов:        – в котельном пучке: 1,28 м³,
9.     Температура газов за котлом:     – газ: 295 ^оС, (273^оС),
                                                    – мазут: 320^оС, (310 ^оС),
10.   Расчётное КПД:        – газ: 91,8 %, (92,1 %),
                                 – мазут: 89,5 %, (90,99 %),
11.   Расчётное газовое сопротивление:       – газе и мазуте при номинальной нагрузке: 300 Па, (1,96 кПа),
                                                                     – газе и мазуте при повышенной на 30 % нагрузке: 500 Па,
12.   Длина цилиндрической части барабана:       – верхнего: 6325 мм,
                                                                      – нижнего: 3000 мм,
13.   Расстояние между осями барабанов: 2750 мм,
14.   Диаметр и толщина стенки передних опускных труб: 159х4,5 мм,
15.   Количество труб экранов: – боковых: 29х2 = 58 шт,
                                                        – фронтового: 20 шт,
                                                – заднего: 20 шт,
16.   Количество кипятильных труб: – по оси барабана 27 + 1 шт,
                                                                 – по ширине котла 22 шт,
17.   Общее количество кипятильных труб: 594 шт.
18.   Габаритные размеры:
–       длина котла в тяжёлой обмуровке: 6860 мм, (6530 мм),
–       ширина котла в тяжёлой обмуровке: 3830 мм, (4300 мм),
–       высота котла от пола до оси верхнего барабана: 5715 мм,
–       высота котла от пола до патрубков на верхнем барабане 6315 мм, (5050 мм),
19.   Масса котла в объёме заводской поставки: 15,9 ч 18,8 т, (13,62 т).
Примечание: в скобках технические характеристики котла марки ДЕ 4-14.
При летнем режиме теплоснабжения потребителей будет обеспечено одним котлом, который будет загружен на 96 % (9,56 т/ч). При режиме наиболее холодного месяца в работе находятся два котла, вырабатывая 18,48 т. пара в час, при этом один котёл находится в резерве и в случаи выхода из строя одного из работающих котлов его можно использовать для пароснабжения потребителей.
Насосы.
Питательные насосы. Питание котлов водой должно быть надёжным. При снижении уровня воды ниже допустимых пределов кипятильные трубы могут оголиться и перегреться, что в свою очередь может привести к взрыву котла. Котлы с давлением выше 0,07 МПа с паропроизводительностью 2 т/ч и выше должны иметь автоматические регуляторы питания.
Для питания котлов устанавливают не менее двух насосов, из которых один должен быть с электроприводом, а другой – с паровым приводом. Производительность одного насоса с электроприводом должна составлять не менее 110 % номинальной производительности всех рабочих котлов. При установке нескольких насосов с электроприводами их общая производительность должна составлять также не менее 110 %.
Производительность насосов с паровым приводом должна быть не менее 50 % номинальной производительности котлов. Можно устанавливать все питательные насосы только с паровым приводом, а при двух или нескольких источниках питания электроэнергией – только с электрическим приводом. Насосы с паровым приводом потребляют от 3 до 5 % вырабатываемого пара, поэтому их используют как резервные.
Выхлопной пар поршневого прямодействующего насоса удаляется в атмосферу. Если этим паром подогревают воду в особом теплообменнике, то конденсат выбрасывают. В котёл его возвращать нельзя, так как он загрязнён маслом, а плёнка масла на трубках ухудшает теплопередачу. В крупных установках используют паротурбонасосы, конденсат их выходного пара маслом не загрязнён, поэтому его можно направлять в котёл. Инжекторы для питания котлов в отопительно-производственных котельных непригодны, так как они плохо засасывают горячую воду.
Производительность насосов определяется по формуле, т/ч:

z – число котлов, шт,
k – коэффициент запаса (1,1 для насосов с электроприводом и 0,5 с паровым приводом).
D_макс – максимальный расход питательной воды, т/ч,

D_к – расход пара при номинальной нагрузке, т/ч,
G_п.р. – количество продувочной воды при номинальной нагрузке, т/ч,

т/ч,

т/ч.
Напор насоса, м. вод. ст.:

Р_к – избыточное давление в котле, кгс/см²,
Р_д – избыточное давление в деаэраторе, кгс/см²,
Н_э –сопротивление экономайзера по воде, м. вод. ст.,
Н_г– геометрическая разность уровней воды в барабане котла и деаэратора, м.

м. вод. ст.
В данной котельной установлены 3 подпиточных насоса марки ЦНСГ-38, два из которых являются резервными. Данный насос установлен на нулевой отметке котельной (2 этаж), который подаёт питательную воду с температурой около 104 ^оС из деаэратора установленного на отметке 6.000 м (третий этаж).
Техническая характеристика насоса ЦНСГ-38:
1.     Производительность: 38 м³/ч,
2.     Напор: 198 м. вод. ст.,
3.     Электродвигатель:         – мощность: 37 кВт,
                                    – частота: 3000 об/мин,
4.     Температура рабочей среды: 105^оС,
5.     Габаритные размеры: 1407х430х420 мм,
6.     Масса: 321 кг.
Конденсатный насос. Производительность конденсатного насоса равна часовому расходу конденсата от технологического потребителя. К этому расходу следует прибавить расход конденсата от сетевого подогревателя отопления, так как в случаи повышения жёсткости конденсат сбрасывают в конденсатный бак на нужды ГВС. Повышение жёсткости может быть вызвано разрывом нескольких латунных трубок в самом подогревателе и вследствие чего попадания сетевой воды с довольно большой жёсткостью (0,7 ч 1,5 мг-экв/кг) в конденсат. Такой конденсат нельзя направлять в деаэратор, где требуется жёсткость равная 0,02 мг-экв/кг.

т/ч.
Напор конденсатного насоса определяется геодезической заразностью конденсатного насоса и бака горячей воды, а также сопротивлением сети (всасывающих и нагнетательных линий). В случае ели конденсат направлялся бы в деаэратор, то нужно учесть избыточное давление в деаэраторе:

м. вод. ст.
В котельной установлен один конденсатный насос марки К50-32-125. Данный насос установлен на отметке –4,600 м (первый этаж) и подаёт конденсат в бак горячей воды установленный на отметке 6 м (третий этаж).
Техническая характеристика насоса К50-32-125:
1.     Производительность: 12,5 м³/ч,
2.     Напор: 20 м. вод. ст.,
3.     Электродвигатель:         – мощность: 2,2 кВт,
                                    – частота: 2900 об/мин,
4.     Габаритные размеры: 792х300х315 мм,
5.     Масса: 80 кг.
Сетевой насос системы отопления и вентиляции. Этот насос служит для циркуляции воды в тепловой сети. Его выбирают по расходу сетевой воды из расчёта тепловой схемы. Сетевые насосы устанавливаются на обратной линии тепловой сети, где температура сетевой воды не превышает 70 ^оС.
                                           G_с.н. = 212 т/ч
Согласно правилам Госгортехнадзора РФ, в котельной должно быть установлено не менее 2-х сетевых насосов.
Напор развиваемый сетевым насосом выбирается в зависимости от требуемого напора у потребителя и сопротивлением сети.
В котельной установлено два сетевых насоса марки 6НДВ-60, один из которых резервный.
Техническая характеристика насоса 6НДВ-60:
1.     Производительность: 250 м³/ч,
2.     Напор: 54 м. вод. ст.,
3.     Электродвигатель:         – мощность: 41 кВт,
                                    – частота: 1450 об/мин,
4.     Габаритные размеры: 1400х525х450мм,
Подпиточный насос. Предназначены для восполнения утечки воды из системы теплоснабжения, количество воды необходимое для покрытия утечек определяется в расчёте тепловой схемы. Производительность подпиточных насосов выбирается равной удвоенной величине полученного количества воды для восполнения возможной аварийной подпитки:

т/ч
Необходимый напор подпиточных насосов определяется давлением воды в обратной магистрали и сопротивлением трубопроводов и арматуры на линии подпитки, число подпиточных насосов должно быть не менее 2-х, один из которых резервный.
В котельной установлено три подпиточных насоса марки К50-32-125, два из которых резервные. Насосы установлены на нулевой отметке и подают подпиточную воду из бака горячей воды в обратную линию тепловой сети.
Техническая характеристика насоса К50-32-125:
1.     Производительность: 12,5 м³/ч,
2.     Напор: 20 м. вод. ст.,
3.     Электродвигатель:         – мощность: 2,2 кВт,
                                    – частота: 2900 об/мин,
4.     Габаритные размеры: 792х300х315 мм,
5.     Масса: 80 кг.
Циркуляционный насос ГВС. Служит для подачи требуемого расхода и обеспечения требуемого напора горячей воды у потребителя. Его выбирают по расходу горячей воды и необходимому напору:
                                            G_г.в.= 11,5 т/ч
В котельной установлено два насоса ГВС марки К50-32-125, один из которых резервный. Насос установлен на отметке 6,000 м (3 этаж) и подаёт сырую воду из бака горячей воды в пароводяные теплообменники.
1.     Производительность: 12,5 м³/ч,
2.     Напор: 20 м. вод. ст.,
3.     Электродвигатель:         – мощность: 2,2 кВт,
                                    – частота: 2900 об/мин,
4.     Габаритные размеры: 792х300х315 мм,
5.     Масса: 80 кг.
Насос сырой воды. Служит для обеспечения требуемого напора сырой воды перед ХВО и подачи хим. очищенной воды в деаэратор, а также подачи сырой воды в бак горячей воды. Производительность насоса определяют из расчёта тепловой схемы: G_c_.в.= 23,61 т/ч
                     Н_с.в.= 50 м. вод. ст.
В котельной установлен один насос сырой воды марки К80-50-200. Данный насос расположен на отметке 0,000 (1 этаж) и установлен на линии сырой воды.
Техническая характеристика насоса К80-50-200:
1.     Производительность: 50 м³/ч,
2.     Напор: 50 м. вод. ст.,
3.     Электродвигатель:         – мощность: 15 кВт,
                                    – частота: 2900 об/мин,
4.     Габаритные размеры: 1127х458х485 мм,
Масса: 250 кг.
1.6. ПОДБОР И РАЗМЕЩЕНИЕ ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
На основании результатов полученных при расчете тепловой схемы котельной (таб. 1.5) производим выбор основного и вспомогательного оборудования.
1.6.1. Выбор паровых котлоагрегатов
Выбор типа, количества и единичной производительности котлоагрегатов зависит главным образом от расчетной тепловой производительности котельной, где они будут установлены; от вида теплоносителя, отпускаемого котельной.
На основании вышеизложенного и в связи с тем, что для технологических потребностей нербходим пар, в котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ-25-14 единичной производительностью по пару D =6,94кг/с, что в сумме дает 13,88 кг/с. А из расчета тепловой схемы максимальная суммарная паровая нагрузка котельной D_сум=15,377 кг/с (табл.1.5 п.53), что позволяет использовать котлоагрегаты КЕ-25-14 с небольшой перегрузкой в один из режимов.
1.6.2. Подбор сетевых насосов
Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды . Расход сетевой воды принимаем из табл. 1.5 позиция .
G^З_СЕТ=93,13 кг/с = 338,87 т/ч
Необходимая производительность сетевых насосов, приведенная к плотности r_В=1000кг/м³, м/ч

G_СН=G^З_СЕТ/r_В70=338,87/0,978=346,49
Напор сетевых насосов выбирается из условия преодоления гидравлического сопротивления теплотрассы при расчетном максимальном расходе воды, сопротивления котельной и соединительных трубопроводов с 10%-м запасом.
H^C_P=1,1 Н                                                                                        (1.2)
Иэ данных гидравлического расчета тепловой сети
Н = 0,7 МПа
Тогда
H^C_P=1,1*0,7=0,77 МПа
К установае принимаем блок сетевых насосов БСН-1801420, состоящий из 2-х насосов Д400/80, один из которых резервный, электродвигатель А02_82_2, N=100кВт, n=3000^-1, Q=400м³/ч, H=0,65¸0,85 Мпа
1.6.3. Подбор питательных насосов
В котельных с паровыми котлами устанавливаются питательные насосы числом не менее двух с независимым приводом.
Питательные насосы подбирают по производительности и напору.
Производительность всей котельной, кг/с
Q_ПИТ=1,1*D_СУМ(1.3)
где D_СУМ -суммарная паропроизводительность котельной
из табл.1.5 п.53: D_СУМ=15,377 кг/с
Q_ПИТ=1,1*15,377 = 16,91 кг/с=60,89 т/ч
Напор, который должны создавать питательные насосы для паровых котлоагрегатов, МПа
Н_ПИТ=1,15*(Р_б-Р_д)+Н_СЕТ(1.4)
где Р_б - наибольшее возможное избыточное давление в котлоагрегате,
Р_б =1,3 МПа
Р_д - избыточное давление в деаэраторе ,Р_д=0,12МПа
Н_СЕТ- соиротивление всасывающего и нагнетающего трубопроводов.
Принимаегл Н_СЕТ=0,15МПа
Н_НАС= 1,15(1,3-0,12)+0,15 = 1,51 МПа
Из табл. 15.3 [3] принимаем к установке 2 питательных насоса ПЭ-65-40, один из которых резервный: электродвигатель А2-92-2, подача 65 м³/ч напор 4,41 МПа, частота вращения 3000^-1.
1.6.4. Подбор конденсатного насоса
Конденсатные насосы перекачивают конденсат из баков, куда он поступает с производства или из пароводяных подогревателей, в деаэратор.
Производительность конденсатного насоса, м³/ч(кг/с)
Q^К_НАС= _К(табл.1.5. п.18)=13,11 кг/с=47,2 м³/ч
Напор развиваемый конденсатным насосом, МПа
Н_кон=2,3 Мпа
По табл. 15.6. [3] принимаем к установке 2 насоса Кс-50-55-1 один из которых резервный: электродвигатель 4А160М4, подача 50м³/ч,напор 5,5 МПа,частота вращения 1450^-1.
1.6.5. Подбор подпиточных насосов
Для восполнения утечки воды из закрытых систем теплоснабжения устанавливают подпиточные насосы.
Подача подпиточного насоса принимается иэ табл.1.5
G_подп=0,72 кг/с=2,592 м³/ч
Давление, создаваемое подпиточным насосом, должно обеспечить невскипание воды на выходе из котельной
Н_под=0,4 МПа
Пo табл.15.6. [3] принимаем к установке 2 подпиточных насоса Кс-12-50 один иэ которых резервный: электродвигатель 4А100 2, подача 12 м³/ч напор 0,5 МПа, частота вращения 2900 ^-1
1.6.6. Подбор деаэратора
В новых производственных и производственно-отопительных котельных с паровыми котлоагрегатами предусматривается установка атмосферных деаэраторов типа ДА.
Подбираем деаэратор по его производительности ,т/ч(кг/с)
G_Д=17,157 кг/с=61,76 т/ч (табл.1.5п. 41)
Принимаем к установке деаэратор DА-100( табл.   3 ):
производительность, т/ч   - 100
давление ,МПа      - 0,12
емкость деаэраторного бака.м³     - 25
поверхность охладителя
выпара, м²                - 8
1.7. Тепловой расчет котлоагрегата
Котел KЕ-25-14c предназначен для производства насыщенного пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Топочная камера котла шириной 272 мм полностью экранирована (степень экранирования Нл/ ст =0,8) трубами d=51х2,5мм. Трубы всех экранов приварены к верхним и нижним камерам d219x8мм. Топочная камера по глубине разделена на два объемных блока. Каждый из боковых экранов (правый и левый) переднего и заднего топочных блоков образует самостоятельный циркуляционный контур. Верхние камеры боковых экранов в целях увеличения проходного сечения на входе в пучок расположены ассиметрично отпосительно оси котла. Шаг труб боковых и фронтового экранов – 55 мм, шаг труб заднего экрана – 100 мм, трубы заднего экрана выделяют из топочного объма камеру догорания, на наклонном участке труб уложен слой огнеупорного кирпича толщиной 65мм. Объем топочной камеры -61,67 м³.
Для улучшения циркуляционных характеристик фронтового экрана на нем устанавливаются три рециркуляцинные трубы d89х4мм. Площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева - 92,10м².
Третьим блоком котла является блок конвективного пучка с двумя барабанами (верхним и нижним) внутренним диаметром 1000мм. Длина верхнего барабана 7000мм, нижнего – 5500мм. Толщина стенки барабана котла - 13мм, материал - сталь 16ГС. Ширина конвективного пучка по осям крайних труб 2320мм. В таком пучке отсутствуют пазухи для размещения пароперегревателя, что существенно улучшает омывание конвективного пучка.
Конвективный пучок выполнен из труб d51x2,5мм. Поперечный шаг в пучке составляет 110 мм, продольный - 90мм. Площадь поверхности нагрева конвективного пучка равна 417,8м². Первые три ряда труб на входе в пучок имеют шахматное расположение с поперечным шагом S =220мм. Удвоение величины шага по сравнению с остальными рядами позволяет увеличить проходное сечение на входе в пучок, частично перекрытое потолком потолочной камеры.
Хвостовые поверхности состоят из одноходового по воздуху воздухоподогревателя с поверхностью нагрева 228 м², обеспечивающего нагрев воздуха до 180 ⁰С и установленного следом за ним по ходу газов чугунного экономайзера с поверхностью нагрева 646 м².
Для сжигания каменных и бурых углей под котлом устанавливается механическая топка ТЧЗ-2,7/5.6. Активная площадь зеркала горения равна 13,4 м². Решетка приводится в движение при. Помощи привода ПТ-1200, обеспечивающего 8 ступеней регулирования скорости движения в приделах 2,8 - 17,6 м/ч. Дутьевой короб под решеткой разделен на четыре воздушные зоны. Подача воздуха регулируется при помощи поворотных заслонок на воздуховодах. Котельная установка оборудована системой возврата уноса и острого дутья. Выпадающий в конвективном пучке унос оседает в четырех зольниках и возвращается в топочную камеру для дожигания при помощи воздушных эжекторов по прямым трубкам d76мм через заднюю стенку, восемь сопл острого дутья d2 мм расположены в задней стенке топки на высоте 1400мм от решетки.
1.7.1. Исходные данные и выбор коэффициента избытка воздуха
Ведем расчет котлоагрегата применительно к условиям проектируемого объекта: уголь марки ГР со следующими характеристиками
С^Р=55,2%, Н^Р=3,8%, О^Р=5,8%, W^Р=1,0%, S^Р=3,2%, А^Р=23%, N^P=8%, Q^P_H=22040КДж/кг, V^Г=40%,
Величины коэффициента избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева определяем последовательно
a_n=a_i+Da                                                                                                   (1.3)
где a_i - коэффициент избытка воздуха предыдущего газохода
Da - нормативный присос воздуха
Таблица 1.6
Коэффициенты избытка воздуха

№ п/п	Газоход	Коэффициент избытка воздуха за топкой.	Da	a_n
1	Топка	1,35	0,1	1,35
2	Конвективный пучок		0,1	1,45
3	Воздухоподогреватель		0,08	1,53
4	Водяной экономайзер		0,1	1,63

1.7.2. Расчет обьемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания
Расчет теоретического объема воздуха
V₀=0,0889*(С^р+0,375*S^р_огр+к)+0,265*Н^р-0,0333*О^р
V₀=0,0889*(55,2+0,375*3,2)+0,265*3,8-0,0333*5*8=5,83 м³/кг
Расчет теоретических обьемов продуктов сгорания при a=1 м³/кг
V^O_RO2=1,866*(C^P+0,375S^р_огр+к)/100=1,866*(55,2+0,375*3,2)/100=1,0524
V^O_NO2=0,79*V°+0,08*N^p=0,79*5,83+0,008*1=4,612
V^O_H2O=0,111Н^Р+0,0124W^Р+0,0161V⁰=0,111*3,8+0,0124*8+0,0161*5,83=0,6148
Таблица 1.7
Характеристики продуктов сгорания

№	Величина	Ед. изм.	Газоходы
1		3	4	5	6	7
1	Коэффициент избытка воздуха за топкой	a_Т	1,35
2	Нормативный присос	Da	0,1	0,1	0,08	0,1
3	Коэффициент избытка воздуха за газоходом	a_n	1,35	1,45	1,53	1,63
4	Объем трехатомных газов. V_RO2=V⁰_RO2	м³/кг	1,0524	1,0524	1,0524	1,0524
5	Объем двухатомных газов. V_N2=V⁰_N2+0.0161*V⁰	-“-	6,943	7,526	8,109	8,285
6	Объем водяных паров V_H2O=V⁰_H2O+0,0161(a- -1)* V⁰	-“-	0,652	0,662	0,671	0,674
7	Суммарный объем дымовых газов V_Г=V_RO2+V_N2+V_H2O	-“-	8,647	9,24	9,832	10,0114
8	Объемная доля трехатомных газов r_RO=V_RO2/V_Г	-“-	0,122	0,114	0,107	0,105
9	Объемная доля водяных паров r_H2O=V_H20/V_Г	-“-	0,197	0,186	0,176	0,077
10	Концентрация золы в дымовых газах, m=А^рa_ун/100V_г	-“-	3,99	3,73	3,51	3,29

Таблица 1.8
Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива, КДж/кг

J, °С	I⁰=(ct_в)*V⁰	I⁰_RO2=(cJ)_RO2* *V⁰_RO2	I⁰_N2=(cJ)_N2*V⁰_N2	I⁰_H2O=(cJ)_H2O* *V⁰_H2O	I⁰_S
1	2	3	4	5	6
30	39*5,83=227,2
100	132*5,83=769,3	169*0,054= 187,13	4,62*130= 600,6	151*0,616= 92,87	871,596
200	286*5,83=1550,3	357*1,05= 376,3	260*4,62= 1201,2	304*0,615= 186,96	1764,44
300	403* …=2348,68	559* … 589,10	392*…1811,04	463*…284,75	2674
400	542*…=3158,76	772*…=813,69	527*…=2434,74	626*…=384,99	3633,42
500	664*…=3986,35	996*…=1049,78	664*…=3067,68	794*…=488,31	4605,89
600	830*…=4837,24	1222*…= 1287,99	804*…=3714,48	967*…=594,71	5597,18
700	979*…=5705,61	1461*…= 1539,89	946*…=4370,52	1147*…=705,41	6615,82
800	1130*…=6585,64	1704*…= 1796,02	1093*…= 5049,66	1335*…=821,03	766,71
900	1281*…=7465,67	1951*…= 2056,35	1243*…= 5742,66	1524*…=937,26	8736,27
1000	1436*…=8369,01	2202*…= 2320,91	1394*…= 6440,26	1725*…= 1060,86	9822,05
1200	1754*…=10222,31	2717*…= 2863,72	1695*…= 7890,9	2131*…= 1310,57	12005,19
1400	2076*…=12098,9	3240*…= 3414,96	2009*…= 9281,58	2558*…= 1573,17	14269,71
1600	2403*…=14004,66	3767*…= 3970,42	2323*…= 10792,28	3001*…= 1845,62	16548,3
1800	2729*…=15904,61	4303*…= 4535,36	2648*…= 12206,04	3458*…= 2126,67	18868,07
2000	3064*…=17856,9	4843*…= 5104,52	2964*…= 13963,68	3926*…= 8414,49	21212,69

Таблица 1.9
Энтальпия продуктов сгорания в газоходах

J, °С	I⁰_в, КДж/кг	I⁰_г, КДж/кг	Газоходы и коэф-ты избытка воздуха
			a_Т=1,35	a_kr=1,45	a_эк=1,53	a_вп=1,63
			I_г	I_г	I_г	I_г
1	2	3	4	5	6	7
30	227,2
100		871,596			1007,9	1015
200		1764,44			1900,76	1964
300		2674,98			2811,3	2870
400		3633,42		3747,02	3754
500		4605,89		4719,49
600		5597,18		5710,49
700		6615,82		6729,42
800		7666,71		7780,31
900		8736,37		8849,87
1000		9822,05	9912,93	9935,65
1200		12005,19	12096,07
1400		14289,71	14360,59
1600		16548,3	16639,18
1800		18868,07	18958,95
2000		21212,69	21303,57
2200		23557,3	23648

Расчет теплового балнса котлоагрегата выполнен в табл. 1.10, а поверочный расчет поверхностей нагрева котлоагрегата приведен в табл. 1.11.
На основе результатов табл. 1.9 построена I-d- диаграмма продуктов сгорания, которая представлена на рис. 1.2.
Таблица 1.10
Расчет теплового баланса теплового агрегата

Наименование	Обозначения	Расчетная ф-ла, способ опр.	Единицы измерения	Расчет
1	2	3	4	5
Распологаемая теплота	Q^p_p	Q^p_p=Q^p_н	КДж/Кг	22040
Потеря теплоты от мех. неполн. сгорания	q₃	по табл. 4.4 [4]	%	0,8
Потеря теплоты от мех. неполноты сгорания	q₄	по табл. 4.4 [4]	%	5
Т-ра уходящих газов	J_ух	исх.данные	^oC	135
Энтальпия уходящих газов	I_ух	по табл. 1.9	КДж/Кг	1320
Т-ра воздуха в котельной	t_хв	по выбору	^oC	30
Энтальпия воздуха в котельной	I⁰_хв	по табл. 1.8	КДж/Кг	227,2
Потеря теплоты с уход. газами	q₂		%	(1320-1,63x227)* *(100-5)/(22040)= =6,25
Потеря теплоты от нар. охлажден.	q₅	по рис 3.1 [4]	%	3,8
Потеря с физ. теплом шлаков	q₆	а_шлI_зА^р/Q^р_н	%	0,151206 *23/22040=0,19
Сумма тепл. Потерь	Sq		%	6,25+0,8+5+3,8+ +0,19=16,04
КПД катлоагрегата	h	100-SQ	%	100-16,04=83,96
Коэф. Сохранения теплоты	j	1-q₅/(h+ q₅)		1-3,8/(83,96+3,8)= =0,957
Производительность агрегата по пару	D	по заданию	Кг/с	25/3,6=6,94
Давление раб. тела	P	по заданию	МПа	1,4
Т-ра рабочего тела	t_нп	по заданию	^oC	195
Т-ра питательн. воды	t_пв	по заданию	^oC	104
Удельная энтальпия р.т.	i_нп	по табл.vi-7[4]	КДж/Кг	2788,4
Удельная энт. питат. воды	i_пв	по табл.vi-7[4]	КДж/Кг	439,4
Значение продувки	n	по задан.	%	4,8
Полезно исп. теплота вагрегате	Q₁	D(i_нп-i_пв)+n *D(I_кв-I_нп)	кВт	Q=6,94(2788,4-439,4)+0,0486,94*(830-439,4)= =16432,3
Полный расход топлива	В	Q₁/hQ^р_р	Кг/с	16432,3/0,8396* *22040=0,88
Расчетный расход	В_р	В*(1-q₄/100)	Кг/с	0,88*(1-5/100)= =0,836

Таблица 1.11
Тепловой расчет котлоагрегата КЕ-25-14с

№	Наименование	Обозначение	Расчетная формула или способ определения	Ед. изм.		Расчет
1	2	3	4	5		6
	Поверочный теплообмен в топке
1.	Температура холодного воздуха	t_в		^oC		30
2.	Энтальпия холодного воздуха	I_хв	табл. 1.10	КДж/Кг		227,2
3.	Температура воздуха после воздухоподогревателя	t_гв	принимается	^oC		120
4.	Энтальпия воздуха после воздухоподогревателя	I_гв	диаграма	КДж/кг		925,5
5.	Количество теплоты вносимое в топку воздухом	Q_в	I_г.в.(a_т-1)+ I°_х.в.*Da_т	КДж/кг		925,5(1,35-1,0)+227,20,1=346,6
6.	Полезное тепловыделение в топке	Q_т	Q^р_р(100-q₄-q₃-q₅)/(100-q₄)+Q_в	КДж/кг		22040*(100-0,8-5,0-3,8)/(100-5)+346,6=22126,4
7.	Адиабатическая температура горения	t_а	табл. 1.9	^oC		2170
8.	Температура газов на выходе	J	по предварительному выбору табл. 5-3[4]	^oC		1050
9.	Энтальпия газов на выходе	I_т	табл. 1.9	КДж/Кг		10458,7
10.	Площадь зеркала горения	R	по чертежу	м²		13,4
11.	Суммарная поверхность стен	F_ст	по чертежу	м²		115,2
12.	Диаметр экранных труб	d_нб	по чертежу	мм		51*2,5
13.	Шаг труб экранов: боковых и фронтового заднего	S₁ S₂	по чертежу по чертежу	мм мм		55 100
14.	Эффективная лучевоспри-нимающая поверхность топки	Н^л_п	по чертежу	м²		92,1
15.	Объем топочной камеры	V_т	по чертежу	м³		61,67
16.	Степень экранирования топки	Y	Н_экр/F_ст	-		0,8
17.	Толщина излучающего слоя	S_т	3,6*V_т/F_ст	м		3,6*61,67/115,2=1,93


18.	Относительное положение максимальных температур по высоте топки	X	стр. 28[4]			0,3
19.	Параметр учитывающий распре-деление температуры в топке	М	0,59-0,5*X_т			0,59-0,5*0,3=0,44
20.	Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания	V^г_с*ср		КДж/Кг		(22040-10458,7)/(2170-1050)=11,35
21.	Объемная доля: водяных паров трехатомных газов	г_H20 г_RO2	табл. 1.7 табл. 1.7			0,075 0,122
22.	Суммарная объемная доля трехатомных газов	г_n	Г_H20+ Г_RO2			0,197
23.	Произведение	Pг_nS_т		м*МПа		0,10,1971,93=0,036
24.	Степень черноты факела	А	рис. 5-4[4]			0,28
25.	Коэффициенты ослабления лучей: 3-х атомных газов золовыми частицами частицами кокса	k_г k_з k_кокс	рис. 5-5 [4] рис. 5-6 [4] стр. 31 [4]	1/(м*Мпа)		7,2 0,048 10
26.	Безразмерные параметры: X1 X2	X1 X2	стр. 31 [4]	- -		0,5 0,03
27.	Коэффициенты ослабления лучей топочной средой	k_г*г_n		1/(м*Мпа)		7,20,197+0,043,99+100,50,03==1,77
28.	Суммарная сила поглощения топочного объема	kps				1,770,11,93=0,327
29.	Степень черноты топки	а_т	рис. 5-3 [4]			0,57
30.	Коэффициент тепловой эффективности	Y_ср	S*H^т_л/F_ст				0,6*92,1/115,2=0,48
31.	Параметр	r	R/F_ст		-		13,4/115,2=0,12
32.	Тепловая нагрузка стен топки	Q_т	В_р*Q_т/F_ст		кВт/м²		0,836*22040/115,2=159,9
33.	Температура газов на выходе из топки	J^’’_т	рис. 5-7 [4]		^оС		1050
34.	Энтальпия газов на выходе из топки	I^’’_т	IJ - диаграмма		кДж/кг		10458,7
35.	Общее тепловосприятие топки	Q_т	j(Q_т- I^’’_т)		кДж/кг		0,96*(22126,4-10458,7)=11202,9
1	2	3	4		5		6
	Расчет конвективного пучка
1.	Температура газа перед газоходом	J^’_кг	из расчета топки		^оС		1050
2.	Энтальпия газа перед газаходом	I^’_кг	из расчета топки		кДж/кг		10458,7
3.	Температура газа за газоходом	J^’’_кп	принимается		^оС		400
4.	Энтальпия газа за газаходом	I^’’_кп	диаграмма		кДж/кг		3747
5.	Диаметр труб шаг поперечный шаг продольный	d_н*d S¹ S²	из чертежа		мм мм мм		51*2,5 110 95
6.	Число труб поперек движения газа	Z₁	из чертежа		шт		22
7.	Число труб вдоль потока газа	Z₂	из чертежа		шт		55
8.	Поверхность нагрева	H_кп	из чертежа		м²		417,8
9.	Ширина газохода	B	из чертежа		м		2,32
10.	Высота газохода	h	из чертежа		м		2,4
11.	Живое сечение для прохода газов	F	bh-Zd_н*е		м²		2,322,4-222,5*0,051=2,763
12.	Толщина излучающего слоя	S_кп	0,9d_н(4S₁S₂/(3,14*d²_н)-1)		м		0,90,051(40,110,095/(3,14*0,05)-1)=0,189
13.	Тепловосприятие по уравнению теплового баланса	Q^б_кп	j(I^’-I^’’+Da_кпI_хв)		кДж/кг		0,96(10458,7-3747+0,1227,2=7063,1
14.	Температурный напор в начале газохода	Dt_б	J^’_кп-t_нп		^оС		1050-195=855
15.	Температурный напор в конце газохода	Dt_м	J^’’-t_нп		^оС		400-195=205
16.	Средний температурный напор	Dt	(Dt_б-Dt_м)/Ln(Dt_б/Dt_м)		^оС		(855-195)/Ln(855/195)=459,2
17.	Средняя температура газов в газоходе	J_ср	0,5*(J^’+J^’’)		^оС		0,5*(1050+400)=725
18.	Средняя скорость газов в газоходе	w	В_рV_г(J_ср+273)/(F_г*273)		м/с		0,8369,24(725+273)/(2763*273)= =9,74
19.	Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке	a_к	рис. 6-6 [4]		Вт м²*^оС		6310,925*0,95=58,45
20.	Объемная доля водяных паров	Г_H2O	табл. 1.8		-		0,072

1	2	3	4		5		6
21.	Суммарная объемная доля 3-х атомных газов	Г_RO2	табл. 1.8		-		0,186
22.	Суммарная поглощающая способность 3-х атомных газов		pГ_nS_кп		м/МПа		0,10,1860,189=0,0033
23.	Коэффициент ослабления лучей 3-х атомными газами	k_г	рис. 5-5 [4]		1/(м*МПа)		29,0
24.	Суммарная оптическая толщина запыленного газового потока		k_гГ_пP*S_т				290,1860,1*0,189=0,1
25.	Степень черноты газов	а	рис. 5-4 [4]				0,095
26.	Температура загрязненной стенки	t_з			^оС		195+60=255
27.	Коэффициент теплоотдачи излучением	a₁	рис. 6-12 [4]		Вт/ (м²*^оС)		9,36
28.	Коэффициент использования	ò	0,9¸0,95				0,93
29.	Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке	a₁	ò(a_к-a_л)		Вт/ (м²*^оС)		0,93*(58,95+9,36)=63,53
30.	Коэффициент тепловой эффективности	y	табл. 6-2				0,6
31.	Коэффициент теплопередачи	К	y*a₁		Вт/ (м²*^оС)		0,6*63,53=38,5
32.	Тепловосприятие пучка	Q^т_кп	КНDt/В_р*10³		КДж/кг		38,5417,8459,15/(0,836*10³)=7907
33.	Расхождение величин	DН	(Q^т_кп-Q^б_кп)/Q^т_кп*100%		%		(7907-7663,1)/7907*100=3,1
	Расчет воздухоподогревателя
1.	Температура газов на входе в воздухонагреватель	J^’_вп	из расчета конвективного пучка		^оС		400
2.	Энтальпия газов на входе в воздухонагреватель	I^’_вп	из расчета конвективного пучка		КДж/кг		3747
3.	Температура газов на выходе из воздухонагревателя	J^’’_вп	по предварительному выбору		^оС		270
4.	Энтальпия газов на выходе из воздухонагревателя	I^’’_вп	IJ - диаграмма		КДж/кг		2538
5.	Температура холодного воздуха	t_х*в			^оС		30
6.	Тепловосприятие по балансу	Q^б_вп	j(I^’-I^’’+DaIL)		КДж/кг		0,95(3747-2538+0,08227,2)=828,7

1	2	3	4		5		6
7.	Температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя	t_гв	по предварительному выбору		^оС		120
8.	Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя	I_гв	диаграмма		КДж/кг		925,5
9.	Тип воздухоподогревателя		Прил. 1 [1]				Тип Ш, площадь поверхности нагрева 166
10.	Диаметр труб	d_н	Прил. 1 [1]		мм		40*1,5
11.	Относительный шаг поперечный продольный	S₁ S₂	Прил. IV				1,5 2,1
12.	Отношение	r^’	a_вп-Da_вп				1,35-0,1=1,25
13.	Энтальпия воздуха на выходе из воздухоподогревателя	I^’’_вп	Q^б_вп/(r^’+Da/2)+I⁰_вх		КДж/кг		828,7/(1,25+0,08/2)+227,3=869,7
14.	Температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя Полученная температура горячего воздуха t=115^оС, отличается от выбранной t=120^оС на 5^оС, что находится в норме	t^’’_вп	по IJ - таблице		^оС		115
15.	Средняя температура газов	J_ср	0,5*(J^’+J^’’)		^оС		0,5*(400+270)=335
16.	Средняя температура воздуха	t_ср	0,5*(t^’+t^’’)		^оС		0,5*(115+30)=72,5
17.	Средняя скорость воздуха	w_в	6¸8		м/с		8
18.	Средняя скорость газов	w_г	12¸16		м/с		12
19.	Большая разность температур	Dt_б	J^’-t^’’		^оС		400-115=285
20.	Меньшая разность температур	Dt_м	J^’’-t^’		^оС		270-30=240
21.	Средний температурный напор	Dt	(Dt_б-Dt_м)/Ln(Dt_б/Dt_м)		^оС		(285-240)/Ln(285/240)=262
22.	Секундный расход газа	V^’_г	В_рV_г(J_ср+273)/273		м³/с		0,8369,832(335-273)/273=18,3
23.	Секундный расход воздуха	V^’_в	В_рV_в(J^’_ср+273)/273		м³/с		0,8368,162(725-273)/273=8,63
24.	Коэффициент теплоотдачи с воздушной стороны	a_к	рис. 6-5 [4]		Вт/ (м²*^оС)		720,90,88*1,02=62,7
25.	Коэффициент теплоотдачи от газов с стенке	a_л	рис. 6-7 [4]		Вт/ (м²*^оС)		351,031,02=36,8

1	2	3	4	5	6
26.	Коэффициент использования воздухоподогревателя	ò	табл. 6-3		0,7
27.	Коэффициент теплопередачи	К	ò(a_кa_л)/ (a_к-a_л)	Вт/ (м²*^оС)	0,7(62,736,8)/(62,7-36,8)=16,2
28.	Тепловосприятие по уравнению теплообмена	Q^т_вп	КНDt/(В_р*10³)	КДж/кг	16,2262166/(0,836*10³)=842,7
29.	Расхождение	DQ		%	100*(842,7-828,7)/842=1,6% 2%
	Расчет водяного экономайзера
1.	Температура газов перед экономайзером	J^’_эк	из расчета воздухоподогревателя	^оС	270
2.	Энтальпия газов перед экономайзером	I^’_эк	из расчета воздухоподогревателя	КДж/кг	2538
3.	Температура газов за экономайзером	J^’’_эк	принимаем	^оС	135
4.	Энтальпия газов за экономайзером	I^’’_эк	диаграмма	КДж/кг	1320
5.	Тепловосприятие экономайзера	Q^б_эк	j(I^’-I^’’+aIL)	КДж/кг	0,96(2538-1320+0,1277,4)=1241
6.	Температура питательной воды	t_пв	по заданию	^оС	104
7.	Энтальпия питательной воды	I_пв	по заданию	КДж/кг	439,2
8.	Энтальпия воды за экономайзером	I_эк	I_пв+Q^б_эк*В_р/D	КДж/кг	439,2+1241*0,876/6,94=568,5
9.	Тип экономайзера		прил. V1 [4]		ЭП-646
10.	Температура воды за экономайзером	t^’’_в	табл. V1-6 [4]	^оС	136
11.	Большая разность температур	Dt_б	J^’-t^’’_в	^оС	270-135=134
12.	Меньшая разность температур	Dt_м	J^’’-t_пв	^оС	135-100=35
13.	Средний температурный напор	Dt	(Dt_б-Dt_м)/Ln(Dt_б/Dt_м)	^оС	(134-35)/Ln(134/35)=62,8
14.	Средняя температура газов	J_ср	0,5*(J^’+J^’’)	^оС	0,5*(270+135)=202,5
15.	Длина труы	L	табл. 1V-2 [4]	м	2
16.	Средняя скорость газов	w	принимается 6¸12	м/с	11
17.	Секундный расход газов	V_сек	В_рV_г(J_ср+273)/273	м³/с	0,83610,011(202+273)/273=14,24
1	2	3	4	5	6
18.	Живое сечение всего экономайзера	¦	V_сек/w_эк	м²	14,24/8=1,78
19.	Коэффициент теплопередачи	k	рис. 6-4 [4]	Вт/ (м²*^оС)	25,8
20.	Типовая поверхность нагрева экономайзера	Н_эк	табл.1У-2 [4]	М²	646
21.	Расчетная поверхность нагрева экономайзера	Н_эк	QВ_р10³/(К*Dt)	м²	12410,81610³/(62,8*25,8)=640
22.	Тепловосприятие ступени по уравнению теплообмена	Q_т	КНDt/(В_р*10^-3)	КДж/кг	25,864662,8/(0,836*10³)=1252
23.	Расхождение			^%	(1252-1241)/1252*100=0,0882%
			Расчет окончен

Таблица 1.12
Сводная таблица теплового расчета котлоагрегата КЕ-25-14с

№	Наименование	Обозначение	Ед. изм.	Расчетное значение
1	2	3	4	5
	Тепловой баланс
1.	Распологаемая теплота топлива	Q^р_р	КДж/Кг	22040
2.	Температура уходящих газов	J_ух	^oC	135
3.	Потеря теплоты с уходящими газами	q₂	%	6,25
4.	К.П.Д.	h	%	83,96
5.	Расход топлива	B_р	Кг/с	0,836
	Топка
1.	Температура воздуха	t_в	^oC	120
2.	Теплота, вносимая воздухом	Q_в	КДж/Кг	346,6
3.	Полезное тепловыделение	Q_т	КДж/Кг	22126,4
4.	Температура газов на выходе	J_т	^oC	1050
5.	Энтальпия газов на выходе	I_т	КДж/Кг	10458,7
6.	Тепловосприятие	Q_т	КДж/Кг	11202,9
	Конвективный пучок
1.	Температура газов: на входе на выходе	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	Q^б_кп	КДж/Кг	7663,1
	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	t^’_в t^’’_в	^oC ^oC	30 115
4.	Энтальпия воздуха: на входе на выходе		КДж/Кг КДж/Кг	227,2 869,7
5.	Тепловосприятие поверхности нагрева	Q^б_вп	КДж/Кг	828,7
	Экономайзер
1.	Температура газов: на входе на выходе	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	Q^б_эк	КДж/Кг	1241

Расчетная невязка теплового баланса парогенератора, КДЖ/кг
Q=Q^р_р*h-(Q^т_л+Q_кп+Q_эк)*(1-Q₄/100)
Q = 22040*0,8396-(11202,9+7663,1+1241)*(1-5/100)=59,7
Q/Q^р_р = 59,7/22040*100 = 0,27%    0,5%
1.8. АЭРОДИНАМИЧЁСКИЙ РАСЧЕТ
ТЯГОДУТЬЕВОГО ТРАКТА
В условиях проектируемого объекта каждый котлоагрегат должен иметь свой дутьевой вентилятор и дымосос. Основными параметрами тягодутьевых машин являются их производительность и создаваемый напор. Дымососы и вентиляторы поставляются комплектно к котлоагрегату. Нам необходимо произвести аэродинамический расчет тягодутьевого тракта и определиться: достаточно ли будет рабочих давлений вентилятора и дымососа для преодаления аэродинамических сопротивлении тракта.
В этом расчете определяются также сечения воздуховодов и газоходов.
1.8.1. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ДУТЬЕВОГО ТРАКТА
1. Действительное количество воздуха, необходимое для полного сгорания топлива, м³/с.
V_в =V^o*В_р*a_т*(t_в+273)/273=5,83*0,836*1,35*(115+273)/273=9,35
где В_р - расчетный расход топлива. В_р=0,836 кг/с - из теплового расчета
V^o - теоретический расход воздуха для сгорания 1кг топлива
V^o=5,83 м³/кг - из теплового расчета
a_т - коэффициент избытка воздуха в топке, a_т=1,35
2. Скорость воздуха по тракту, м/с
w=10 (принимаем)
3. Сечение главного тракта, м²
F=V_в/w_в=9,35/10 = 0,935    ахв=0,95*0,95
4. Сечение рукавов к дутьевым зонам, м²
f ^‘=f/4 =0,935/4=0,234     ахв=0,4*0,6
5. Плотность воздуха при данной температуре, кг/м³
r_в=r^о_в*273/(273+115)=1,293*273/(273+115)=0,91
6. Сумма коэффициент местных сопротивлений по тракту воздуха:
патрубок забора воздуха ¦=0,2; плавный поворот на 90°(5 шт.) ¦=0,25*5=1,25; резкий поворот на 90° ¦=l,l; поворот через короб f =2, направляющий аппарат ¦=0,1; диффузор ¦=0,1; тройник на проход - 3 шт. ¦=0,35*3=1,05
S¦=5,8
7. Потеря давления на местные сопротивления, Па
Dh_ме=S¦*w/2*r = 5,8*10²/2*0,91=263,9
8. Сопротивление воздухоподогревателя, Па
Dh_вп=400
9. Аэродинамическое сопротивление топочного оборудования, Па
Dh_то=500
10. Полное аэродинамическое сопротивление воздушного тракта, Па
Dh_в=Dh_ме+Dh_вп+Dh_то=263,9+400+500=1163,9
11. Производительность вентилятора, м³/с (м³/ч)
Q_в=1,1*V_в=1,1*9,35=10,285 (37026) кг/с (м³/ч)
12. Полный напор вентилятора, Па
Н_в=1,2*Dh_в=1,2*1163,9=1396,68
Тип и маркировка вентилятора выбирается из табл. 1.4.1 [3]. Принимаем дутьевой вентилятор ВДН-12,5 с характеристиками: производительность 39,10 тыс. м³/ч; полное давление 5,32 кПа, максимальный К.П.Д. 83%, мощность электродвигателя А02-92-4
     N=100 кВт.
1.8.2. АЭРОДИНАМИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ
ТРАКТА ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
1. Действительное количесгво продуктов сгорания, м³/с
Vr=V_п*В_р=l0,0ll*0,836=8,37
где V_п - суммарный объем продуктов сгорания 1кг топлива = 10,011м³/кг(табл.1.7)
2. Температура продуктов сгорания за экономайзером, ^oC
J_ух=135^oC (табл.1.10)
3. Объем продуктов сгорания перед дымососом, м³/с
V^д_г= V_г *(273+J_ух)/273=8,37*(273+135)/273=12,51
4. Плотность пропуктов сгорания при соответствующих температурах, кг/м³
          r=273/(273+J_i)
- перед дымососом r_д=1,34*273/(273+132)=0,897
- перед дымовой трубой r_дт=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
Dh_ме=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
w_д=16
11. Внутренний диаметр устья трубы, м
          d_у=SQRT(12,51*2*4/(3,14*16))=2
12. Диаметр основания трубы, м
d_осн=d_у+0,02*H_тр=2+0,02*80=3,6
13. Средний диаметр трубы, м
          d_ср=d_у+d_осн=(2+3,6)/2=2,8
14. Потеря напора на трение в дымовой трубе, Пa
          Dh_тр=¦*H/d_ср*w²/2*r=0,02*80/2,80*16²/2*0,903=92,47
15. Сопротивление котлоагрегата, Па
Dh_к=1227
16. Самотяга в дымовой трубе, Па
Dh_сам=H*(r_в-r_г)*g=80(l,16-0,903)*9,8l=20l,7
Полное аэродинэмическое сопротивление тракта продуктов сгорания, Па
Dh=Dh_мс+Dh_тр+Dh_к-Dh_сам=445,5+92, 47+1227-201,7=1563,27
18. Расчетная производительность дымососа, м³/с (М³/2)
Q_д=1,1*V^г_д=1,1*12,51=13,81 (49702)
19. Расчетный напор дымососа, Па
H_д=l,2*Dh=1,2*1563,27=1876
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 завода РКК «Энергия» в специальной части дипломного проекта разрабатывается блочная система подогревателей сетевой воды на отопление и подогревателей горячего водоснабжения, состаящая из пароводяных и водоводяных теплообменников.
Надежность работы поверхностей нагрева котельных агрегатов и систем теплоснабжения зависит от качества питательной и подпиточной воды.
Основной задачей подготовки воды в котельных является борьба с коррозией и накипью. Коррозия поверхностей нагрева котлов подогревателей и трубопроводов тепловых сетей вызывается кислородом и углекислотой, которые проникают в систему вместе с питательной и подпиточной водой.
Качество питательной воды для паровых водотрубных котлов с рабочим давлением 1,4МПа в соответствии с нормативными документами должно быть следующим:
- общая жесткость 0,02мг.экв/л,
- растворенный кислород 0,03мг/л,
- свободная углекислота - отсутствие.
При выборе схем обработки воды и при эксплуатации паровых котлов качество котловой (продувочной) воды нормируют по общему солесодержанию (сухому остатку): величина его обуславливается конструкцией сепарационных устройств, которыми оборудован котел, и устанавливается заводом изготовителем. Солесодержание котловой воды для котлов КЕ-25-14с не должно превышать 3000 мг/л.
2. 1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Источником водоснабжения котельной служит канал Северский Донец-Донбасс. Вода поступает в котельную с t=5°С в зимний период.
Исходная вода имеет следующий состав, который представлен в таблице 2.1.
Таблица 2.1.
Анализ исходной воды

		Обозна	Единица измерения
№	Наименование	чение	мг.экв/л	мг/л
1.	Сухой остаток	C_в	-	1017
2.	Жесткость общая	Ж_о	8,6	-
3.	Жесткость карбонатная	Ж_к	4,0	-
4. 5. 6.	Катионы: кальций магний натрий	Ca²⁺ Mg²⁺ Na⁺	4,8 3,8 1,16	96,2 46,2 32,6
7.	Сумма катионов	Кат	9,76	175
8. 9. 10.	Анионы: хлориды сульфаты бикарбонаты	Cl SO₄^2- HCO₃^-	- - -	124 390 -
11.	Сумма анионов	А_Н	-	-
12.	P_н=7,5

2.2. ВЫБОР СХЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ВОДЫ
Выбор схемы обработки воды для паровых котлов проводится по трем основным показателям:
- величине продувки котлов;
- относительной щелочности котловой воды;
- по содержанию углекислоты в паре.
Сначала проверяется, допустима ли наиболее простая схема обработки воды натрий катионирования по этим показателям.
Продувка котлов по сухому остатку, % определяется по формуле
Р_п=(С_х*П_к*100)/(С_к.в*x*П_к)=1072*0,123/(3000-1072*0,123)*100=4,6%
где С_x - сухой остаток химически очищенной воды, мг/л,
C_x=С_в+2,96Н-10,84Н=1017+2,96*4,8+10,84*3,8=1072 мг/л
Пк - суммарные потери пара; в долях паропроизводительности котельной
С_к.в- сухой остаток котловой воды, принимается по данным завода изготовителя котлов
Относительная щелочность котловой воды равна относительной щелочности химически обработанной воды, %, определяется по формуле
Щ’=40*Ж_к*100=40*4*100/1072=14,9% < 20%
где 40 - эквивалент Щ мг/л
Щ_i- щелочность химически обработанной воды, мг.экв/л, принимается для метода Na -катионирования, равной щелочности исходной воды (карбонатной жесткости).
Количество углекислоты в паре определяется по формуле:
С_уг=22*Ж_к*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.
G^ц_р=G_с.в.=3,24кг/с=11,66 м³/ч
2.3. РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ
Расчет оборудования необходимо начинать с хвостовой части т.е. с натрий-катионитных фильтров второй ступени, т.к. оборудование должно обеспечить дополнительное количество воды, идущей на собственные нужды водоподготовки.
2.3.1. Натрий-катионитные фильтры второй ступени.
Для сокращения количества устанавливаемого оборудования и его унификации принимают однотипные конструкции фильтров для первой и второй ступени. Для второй ступени устанавливаем дла фильтра: второй фильтр используется для второй ступени в период регенерации и одновременно является резервным для фильтров первой ступени катионирования.
Принимаем к установке фильтр ФИПА 1-1, 0-6
Ду = 1000мм, Н=2м.
Количество солей жесткости полдлежащих удалению определяется по формуле:
А_п=24*0,1*G^ц_р=24*0,1*11,66=27,98 г.экв/сутки,
где 0,1 - жесткость фильтрата после фильтров первой ступени катионирования, мг.экв/л
G^ц_р - производительность натрий-катионитового фильтра, м³/ч
Число регенерации фильтра в сутки:
n=A/¦*h*E*n_ф=27,98/0,76*2*424*1=0,04 рег/сут.
Где h - высота слоя катионита, м
¦ - площадь фильтрования натрий-катионитного фильтра,
¦=0,76м², табл.5 [3]
n - число работающий фильтров
E - рабочая обменная способность катионита,г.экв/м^
E=j*y*E_п-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
E_п - полная обменная способность катионкта, г.экв/м³, принимается по заводским данным
g - удельный расход воды на отмывку катионита м³/м³, принимается по табл. 5-4 [5] g=7
0,5 - доля умягчения отмывочной воды
Межрегенерационный период работы фильтра
t =1*24/0,04-2 = 598ч
2 - время регенерации фильтра, принимаем по табл. 5-4 [5]
Скорость фильтрования
w_ф=11,66/(0,76*1)=15,34м/ч
Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П ступени:
Q_NaCl=424*0,76*2*350/1000=225,57 кг/рег
где g - удельный расход соли на регенерацию фильтров, 350г.экв/м³ по табл. 5-4 [5]
Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию составит:
Q_н.р=Q_NaCl*100/(1000*1,2*26)=225*57*100/(1000*1,2*26)=0,72м³
где 1,2 - удельный вес насыщенного раствора соли при t =20°С
26 - 26%-ное содержание соли NaCl в насыщенном растворе при t =20°С
Расход технической соли в сутки
Q_техн= Q_NaCl*100/93=225*57*0,04*100*1/93=9,7 кг/сут
где 93 - содержание NaCl в технической соли, %
Расход технической соли на регенерацию фильтров в месяц
Q^м=Q_т*30=9,7*30=291 кг
Расход воды на регенерацию натрий-катионитного фильтра слагается из:
а) расхода воды на взрыхляющую промывку фильтра
В_в=b*z/100=30*76*60*15/1000=2,05м³
где b - интенсивность взрыхляющей промывки фильтров л/м²
принимается по табл. 5-4 [5], b=30 л/м²
z - продолжительность взрыхляющей промывки, мин.
принимается по табл. 5-4 [5], z=15
б) расхода воды на приготовление регенерационного раствора соли
В_рег=Q_NaCl*100/(1000*g*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:
В_отм=q*¦*t_рег=7*0,76*2=10,64 м³
где q - удельный расход воды на отмывку катионита, принимается 7 м³/м³ по табл. 5-4 [5]
Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П-ой ступени с учетом использования отмывочных вод для взрыхления:
В_рег=2,05+3,1+(10,64-2,05)=13,74м³/рег
Расход воды в сутки в среднем составит:
В_сут=13,74*0,04 = 0,55м³/сут
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:
          w_ф=11,66/(0,76*2)=7,67
Максимальная скорость фильтрации (при регенерации одного из фильтров)
          w_ф=11,66/(0,76*(2-1))=15,34 м/ч
Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра первой ступени
          Q_NaCl=304*0,76*2*150/1000=69,31 кг/рег
Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию
          Q=69,31*100/(1000*1,2*26)=0,22 м³
Расход технической соли в сутки
          Q_с=69,31*257*100*2/93=383,07 кг/сут
Расход технической соли на регенерацию натрий-катионитных фильтров первой ступени в месяц
Q_м=30*383,07=11492 кг/мес.
Расход воды на взрыхляющую промывку фильтра
          В_пр=3*0,76*60*12/1000=2,05 м³
Расход воды на приготовление регенерационного раствора соли
          В_рег=69,21*100/(1000*7*1,04)=0,95 м³
Расход воды на отмывку катионита
          В_отм=7*0,76*2=10,64 м³
Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра 1 ступени с учетом использования отмывочных вод для взрыхления
          В=2,05+0,95+(10,64-2,05)=11,59 м³/рег
Расход воды на регенерацию натрий-катионитных фильтров 1 ступени в сутки
          В_сут=11,59*2,57*2=59,57 м³/сут
Среднечасовой расход воды на собственные нужды натрий-катионитных фильтров первой и второй ступени:
          в=59,57*0,55/24=2,51 м³/ч
2.4. РАСЧЕТ СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ
2.4.1. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ
Исходные данные:
1. Температура греющей воды (конденсата) на входе
в подогреватель (табл. 1.4. п.34)                                          Т₁=165^оС
2. Температура греющей воды (конденсата) на выходе
из подогревателя (табл. 1.4 п.3З)                                                   Т₂=80^оС
3. Температура нагреваемой воды на входе
в подогреватель (табл. 1.4 п.5)                                             t₂=70^оС
4. Температура нагреваемой вода на выходе из подо-
гревателя (табли.5 п.59)                                                        t₁=82,34^оС
5. Расчетный расход сетевой воды( табл. 1.5п .6)                G=51,37кг/с
РАСЧЕТ
Принимаем к установке два водоводяных подогревателя.
Так как в работе будут находиться две установки, то расход нагреваемой воды через одну установку составит:
          G₁=G/2=51,37/2=25,68 кг/с
Расход греющей воды определяем из уравнения теплового баланса подогревателя:
          G₁*(t₁-t₂)*C=G₂*(T₁-T₂)*C*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
          Т_ср=(165+80)/2=122,5^оС
7. Эквивалентный диаметр межтрубного пространства
          d_э=(D²-z*d²_н)/(D-z*d_н)=(0,259²-109*0,016²)/(0,259-109*0,016)=0,019559м
6. Скорость воды в трубках
          w_тр=G₁/(¦_тр*r)=25,68/(0,01679*1000)=1,53 м/с
9. Скорость воды в межтрубном пространстве
          w_мтр=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*w^0,8_мтр/d^0,2_э=1,163*2567,99*1,53^0,8/0,019559^0,2=1495,7 Вт/м²к
где А₁ - Температурный множитель, определяемыйп по формуле
A₁=1400+18*Т_ср-0,035*Т²_ср=1400+10*122,5-0,035*122,5²=3079,8
11. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде
          a₂=1,163*А₂*w^0,8_тр/d^0,2_э=1,163*2567,99*1,53^0,8/0,014^0,2=9815,03 Вт/м²к
где A₂=1400+18*t_ср-0,035t²_ср=1400+l8*76,17-0,035*76,17²=2567,99
12. Коэффициент теплопередачи
          К₀=1/(1/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 =122^оС
Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:
К=К₀*m=1283*0,75=962,25 Вт/м²к
где m - поправочный коэффициент на загрязнение и неполное омывание поверхности нагрева =0,75
13. Поверхность нагрева подогревателя
          Н=G₁*C*(t₁-t₂)/(K*Dt)=25,68*4190*(82,34-70)*0,85/(962,25*34,44)=34,06 м²
14. Количество секций подогревателя
          Z=H/F_i=34,06/20,3=1,7
где F_i - поверхность нагрева одной секции водоподогревателя
Принимаем 2 секции
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО
ПОДОГРЕВАТЕЛЯ
Потери напора воды в трубах
1. Внутренний диаметр трубок d_вн=0,014м
2. Длина одного хода подогревателя: L=4м
3. Коэффициент трения / при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002м принимаем равным 0,04
4. Коэффициенты местных сопротивлений для одной секции:
вход в трубки      - 1
выход из трубок    - 1
поворот в колене   - 1,7
Сумма коэффициентов местных сопротивлений
          S¦=3,7
5. Потери напора воды в трубках для двух секций водоводяного подогревателя при длине хода 4м
          Dh=(l*Z/d_вн+S¦)*w²_тр*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
          d^мтр_э=0,019559м
2. Коэффициент трения при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002м и принимаем равным 0,04
3. Коэффициент местного сопротивления подогревателя по межтрубному
пространству определяем по формуле:
          ¦=13,5*¦_мтр/¦_п=0,03077/0,03765*13,5=11,03
где ¦_п - площадь сечения подходящего патрубка
Средняя температура нагреваемой воды
          t_ср=(t₁*t₂)/2=(70+82,34)/2=76,17^оС
Среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагре ваемой водой
          Dt=(Dt_б-Dt_м)/ln(Dt_б-Dt_м)=(82,66-10)/ln(82,66/10)=34,44^оС
Где Dt_б - большая разность температур = 165-82,34 = 82,66 °С
Dt_м - меньшая разность температур = 80-70=10 °С
Для сетевой установки типа БПСВ-14 к дальнейшему расчету выписываем конструктивные данные водоводяного подогревателя 140СТ 34-588-68 3
а) внутренний диаметр корпуса Двн = 259 мм
б) наружный и внутренний диаметр трубок
d_н=16мм, d_вн=14мм
в) число трубок в живом сечении подогревателя
Z=109
г) площадь живого сечения трубок
¦_тр=0,01679м²
д) площадь сечения межтрубного пространства
¦_мтр=0,03077м²
е) поверхность нагрева одной секции
F_i=20,3м²
          ¦_п=0,03765м²
¦_мтр - площадь живого сечения межтрубного пространства принимаем
¦_м =0,03077м² 3
4. Потери напора воды в межтрубном пространстве двух секций водоводяного подогревателя
          Dh_мтр=(0,04*4/0,019559+11,03)*(0,126²*1000)/2*2=305 Па
где L - длина одного хода подогревателя, L=4м
w_мтр- скорость воды в межтрубном пространстве, w_мтр=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 Z_пр=17,8 шт.
з) площадь живого сечения межтрубеого пространства ¦_мтр=0,219м²
и) площадь живого сечения одного хода трубок ¦_тр=0,0151м²
Скорость воды в трубках:
w_тр=25,68/(0,0151*1000)=1,7 м/с
4. Средняя температура нагреваемой воды
t_ср=(150+82,34)/2=116,2 ^оС
5. Среднелогарифмическая разность температур между паром и водой:
          Dt=(82,66-15)/(82,66/15)=39,64 ^оС
где Dt_б - большая разность температур
Dt_б=165-82,34=82,66^оС
Dt_м - меньшая разность температур
Dt_м=165-150=15^оС
6. Средняя температура стенок трубок
          t^ст_ср=(T_ср+ t_ср)/2=(165+116,2)/2=140,6^оС
7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок
          a₁=А₂*1,163/(Z_пр*d_н*(T-t^ст_ср))=4*8352,6*1,163/(17,8*0,016*(165-140,6))=5983 Вт/м²к
где А₂ - температурный множитель, определяемый по формуле
А₂=4320+47,54*Т-0,14*Т²=4320+47,54*165-0,14*165²=8352,6
8. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок кводе:
          a₂=А₁*1,163*w^0,8_тр/d^0,2_вн=3019*1,163*1,7^0,8/0,014^0,2=12602 Вт/м²к
где A₁ - температурный множитель ,определяемый по формуле
A₁ = 1400+18*t_ср-0,035*t²_ср=1400+18*116,2-0,035*116,2²=3019
9. Коэффициент теплопередачи
          К₀=1/(1/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=Dh_тр+Dh_мс=(l*L/d_э*Z+åò)*w_тр*r/2=(0,04*3/0,014*4+13,5)*1,7²*1000/2=69050 Па
где Dh_тр - потери напора на трение
Dh_мс - 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 180^o в камере     - 2,5
выход из камеры              - 1,5
Сумма коэффициентов местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя марки 050СТ 34-577-68 будет составлять 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
          åQ^выр_г=åQ^г_тп+åQ_сн                                                                                    (3.1)
где Q^г_тп - годовая отпущенная тепловая энергия,
Q_сн - годовой расход тепловой энергии на обственные нужды котельной, Q_сн = 15*Q_от
åQ^г_тп=Q^оп_ов*n_оп*3,6+Q^з_гв*n_оп*3,6+Q^л_гв*(8400-n_оп)*3,6+Q^л_тех*(8400-n_оп)*3,6+Q^з_тех*n_оп*3,6 (3.2)
где n_оп - число часов отопительного периода, n_оп=4320( табл. 1.1)
Q^з_гв - расчетный расход тепловой энергии в зимний период, Q^з_гв = 1,36 МВт (табл. 1.2)
Q^л_гв - то же в летний период, Q^л_гв = 0,963 МВт (табл. 1.3)
Q_тех - расход тепловой энергии на технологию в зимний и летний периоды
Q^з_тех = 11,69 МВт, Q^л_тех = 1,24 МВт (табл.1.3)
Q^оп_ов - расход тепловой энергии за отопительный период на отопление и вентиляцию, МВт
          Q^оп_ов= Q^р_ов*(t_вп-t^ср_оп)/(t_вп-t_ро)=15,86*(18+1,6)/(18+24)=7,4
          åQ^г_опт - годовая отпущенная тепловая энергия
åQ_сн - годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной åQ_сн=0,15*Q_от
Тогда:
Q^г_отп=7,4*4320*3,6+1,36*4320*3,6+0,963(8400-4320)*3,6+1,24(8400-4320)*3,6+11,69*4320*3,6 =350396 ГДж/г
Q^г_выр=350396+0,15*350396=402955,4 ГДж/г
2.Годовой расход топлива, т/год
          уголь
                   В_г=К_пт^х* Q^г_выр/ h_ку* Q^р_н
где К_пт – коэффициент, учитывающий потери топлива для угля - К_пт =1,07; для газа дегазации К_пт =1,05
h_ку - к.п.д. брутто котельной, для угля h_ку=83,96%, для газа h_ку=0,93
-при сгорании каменного угля В^к_т=1,07*402955,4/0,8396*22040=25298 т/г
-при сгорании газа от дегазации В^г_т=1,05*402955,4*10⁶/0,93*39750=11,44*10⁶м³/год
3.Стоимость угля по фабрике 101,6 руб за 1т
   Стоимость газа дегазации 84,4 руб. за 10³ м³
4.Цена за воду 0,560 руб. за 1м³ для шахтных котельных
5.Цена за 1 кВт/ч потребляемой электроэнергии
          С_д=0,06 руб., а за 1 кВт установленной мощности С_д=0,07 руб.
6.Штатное расписание котельной при работе:
на угле – 22 человека, в том числе ИТР – 3 чел., рабочих – 17 чел., механизаторы – 2 чел.
на газе дегазации – 18 чел., в т.ч. ИТР – 3 чел., рабочих – 15 чел., механизатор – 1 чел.
7.Годовые амортизационные отчисления:
          -по зданиям и сооружениям – 5,5%
          -по оборудованию – 12,5%
8.Месячный фонд зароботной платы с премиями и начислениями на одного работающего по котельной. А_ср=170 руб.
9.Установленная мощность котлоагрегатов. Q_уст=28,91 МВт (табл. 1.3)
10.Годовой расход воды, м³
          С_в^г=С^з_св*n_оп+С^л_св(8400-nh_оп)
          где С_в^г,С^з_св – расход воды в зимний и летний периоды (табл. 1.5. п.44), м³/ч
          С_в^г=11,66*4320+4,03(8400-4320)=66813,6 м³/ч
11.Установленная мощность токоприемников, кВа
          N_у=Э_уд*Q_уст
где Э_уд - удельная установленная мощность электродвигателей, кВт/МВт.
При Q_уст = 28,91 МВт по табл. 10.6
для каменного угля Э_уд = 12,4 кВт/МВт и
для газа дегазации Э_уд = 13,05 кВт/МВт
Тогда установленная мощность токоприемников, кВа
при сгорании каменного угля
N^у_у = 12,4 * 28,91 = 358,5
и при сгорании газа (метана) от дегазации
N^г_у = 13,05 * 28,91 = 377,28
12. Расход электроэнергии, кВт/год
          Э_г=N_у*К^и*Т
          Э^у_г=358,5*0,7*3872=971,678*10³ кВт*ч
Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке
          Т=Q^г_вых/(Q_уст*3,6)=402955,4/(28,91*3,6)=3872
3.2. РАСЧЕТ ДОГОВОРНОЙ СТОИМОСТИ
СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ
В табл. 3.1 приведены капитальные затраты производственно-отопительной котельной с двумя паровыми котлоагрегатами КЕ-25 для закрытой системы теплоснабжения. Здание котельной из железобетонных панелей. В табл. 3.1 приведены цены 1984г.
Таблица 3.1
Сводка затрат на строительство котельной

		Затраты, тыс. руб.
№	Наименование работ и затрат	Строитель-ные работы	Монтажные работы	Оборудова-ние	Всего
1	2	3	4	5	6
1.	Общестроительные работы по зданию котельной	34,64	-	-	34,64
2.	Работы по котлоагрегатам КЕ-25 (общестроительные, обмуровка, изоляция)	2,734	-	-	2,734
3.	Теплоизоляция оборудованияи трубопроводов	1,116	-	-	1,116
4.	Работы по газоходам, воздуховодам, фундаментам	2,468	-	-	2,468
5.	Приобретение и монтаж оборудования котельного цеха	-	14,68	398,48	413,16
6.	Автоматизация котельной	-	1,14	44,56	45,70
7.	Работы по водоподготовительному отделению, в т.ч. склады реагентов	2,46	-	-	2,46
1	2	3	4	5	6
8.	Приобретение и монтаж электрооборудования	-	2,86	48,68	51,54
9.	Монтаж водоподготовительного Отделения	-	3,14	67,44	70,58
10.	Работы по топливоподаче	3,122	-	31,14	34,26
11.	Монтаж топливоподачи	-	2,03	67,44	70,58
12.	Работы по дымовой трубе	6,48	-	-	6,48
13.	Внутриплощадочные санитарно- технические сети	1,6	1,12	22,48	25,20
14.	ИТОГО	54,64	24,97	612,78	692,19
15.	Итого, тыс.руб. с учетом перевод-ного коэффициента, учитываю-щего удорожания и инфляцию: для строительно-монтажных работ 1,516; для оборудования 3,03	82,834	37,809	1856,72	1977,36

На основании денных таблицы 3.1 производим расчет договорной цены. В целях большей наглядности базисная стоимость строительномонтажных работ в составе договорной цены определена отдельно по каждой составляющей строительной части и монтажной. Расчет договорной цены приведен в таблице 3.2.
Проект котельной предусматривает в дальнейшем перевод работы котельной с каменного угля на газ-метан от дегазации шахтных газов. При этом капитальные затраты увеличатся за счет строительства, монтажа и приобретения оборудования по дегазации: в том числе на строительно-монтажные работы - 36,4 тыс.руб.. и на оборудование - 16,2 тыс.руб..
И тогда все строительно-монтажные работы котельной при работе на газе-дегазации составят 157,04 тыс.руб., а стоимость оборудования составит 1872,92 тыс.руб.
Таблица 3.2
Расчет договорной цены на строительство котельной

			Стоимость работы, тыс.руб. при работе:
№	Наименование затрат	Обоснование	на угле	на газе от дегазации
1	2	3	4	5
1.	Базисная сметная стоимость строительно-монтажных работ	табл. 3.1 п.16	120,64	157,04
2.	Затраты и доплаты, вызываемые влияни-ем рыночных отношений, в том числе:			403,59
2.1	- приобретение материалов, изделий и конструкций по договорным ценам	257% от п.1	310,04	47,74
2.2	- увеличение зарплаты работников строительства	30,4% от п.1	36,67	5,81
2.3	- отчисления в фонд Чернобыля	3,7% от п.1	4,46	1,41
2.4	- отчисления в фонд занятости	0,9% от п.1	1,08	17,59
2.5	- отчисление на соцстрах	11,2% от п.1	13,51	17,59
2.6	- разница в размере амортизационных отчислений стоимости ГСМ, запасных частей, машин и т.д.	11,9% от п.1	14,36	18,69
2.7	- удорожание автотранспортных перевозок	18,6% от п.1	22,44	29,21
2.8	- удорожание железнодорожного транспорта	6,6% от п.1	7,96	10,36
2.9	- удорожание электроэнергии	3,7% от п.1	4,46	5,81
2.10	- удорожание тепловой энэргии	1,1% от п.1	1,33	1,73
2.11	- удорожание на перевозки рабочих	6,6% от п.1	7,96	10,36
2.12	- увеличение затрат на вневедомственную охрану	1,4% от п.1	1,96	2,20
2.13	- увеличение затрат на услуги связи	0,3% от п.1	0,36	0,47
2.14	- увеличение средств, связанных с командировочными расходами	0,4% от п.1	0,48	0,63
1	2	3	4	5
3.	Итого затраты и доплаты	сумма п.п.1,2	547,44	712,64
4.	Отчисления средств на выполнение общеотраслевых и межотраслевых НИР и опытно-конструкторских работ	1% от п.3	5,47	7,13
5.	Затраты на развитие собственной базы подрядных организаций	10% от п.3	54,74	71,26
6.	Часть прибыли строительной органи-зации, обеспечивающая достаточный уровень рентабель ности ее работы	10% от п.3	54,74	71,26
7.	Итого по п.п.3,4,5,6		662,39	862,29
8.	Итого с учетом надбавки на добавленную стоимость	20% к п.7	794,87	1034,75

3.3. ОПРЕДЕЛЕИЕ ГОДОВЫХ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ
Годовые эксплуатацлонные расходы, тыс.руб., определяем по отдельным статьям затрат для двух вариантов топлива: уголь и газ дегазации:
а) Расходы на топливо
С_т = В_г * C_т *10^-3₂, тыс.руб./год                   (3.5)
где В_г - годовой расход топлива, т/год (тыс.м³/год)
С_т - цена единицы топлива, руб/т (руб/тыс.м³)
При работе на угле
С^у_т =25298*101,6*10^-3=2570,28
При работе на газе-дегазации
С^г_т = 11,44 * 10³ * 84,4 * 10^-3 = 965,54
б) Расходы на электроэнергию
Расходы на электроэнергию котельных определяются по двухставочному тарифу, при котором оплачивается как присоединенная к городским сетям установленная мощность, кВ.А, или заявленный максимум нагрузки, так и фактически полученная из сетей электроэнергия:
          С_э=(Э_г*С_э+N_у*С^‘_э/cosj)*10^-3 , тыс.руб/год                            (3.6)
где Э_т - фактически полученная электрическая энергия, кВт. ч;
N_у - установленная мощность, кВ.А
cosj - коэффициент спроса; cosj=0,95
C_э,С^’_э - соответственно тариф 1 кВт.ч потребляемой энергии и 1 кВ.А оплачиваемой мощности трансформаторов.
С^у_э=971,678*0,06+358,5*0,07/0,95=84,7 тыс.руб./год
С^г_э=1022,6*0,06+377,8*0,07/0,96=89,2 тыс.руб./год
в) Расход на воду
          С_в=С^год_в*С_е*10^-3, тыс.руб./год                                     (3.7)
где С^год_в - годовой расход воды котельной м³/год
          С_е - стоимость воды руб./м³
          С_в - 66813,6*0,56*10^-3=37,416 тыс.руб./год
г) Расход на заработную плату
          С_з.п=n*А_ср*12*10^-3 тыс.руб./год                                   (3.8)
где n - штатное расписание котельной, чел
          12 - число месяцев
          А_ср=средние месячные выплаты
          С^у_з.п=22*170*12*10^-3=35,64 тыс.руб./год
          С^г_з.п=14*170*12*10^-3=22,68 тыс.руб./год
д) Амортизационные отчисления
          С_а=(К_с*А_с+ К₀*А₀), тыс.руб./год                                  (3.9)
где К_с,К₀ - соответственно затраты на строительство и оборудование (табл. 3.1) тыс.руб
А_с,А₀ - соответственно коэффициенты отчислений от затрат на строительство и монтаж оборудования, %
С^у_а = 794,87*0,055+1856,72*0,125=275,81 тыс.руб./год
С^г_а = 1034,75*0,055+1872,92*0,125=291,02 тыс.руб./год
е) Расходы на текущий ремонт
          С_тр=0,2*С_а, тыс.руб./год                                              (3.10)
          С^у_тр=0,2*275,81=55,16
          С^г_тр=0,2*291,02=58,20
ж) Общекотельные и прочие расходы, тыс.руб./год
          С_пр=0,03*(С_т+С_э+С_е+С_а+С_з.п+С_тр)                                (3.11)
Тогда годовые эксплуатационные затраты, тыс.руб./год
          С_г=1,03*(С_т+С_э+С_е+С_а+С_з.п+С_тр)
          С^у_г=1,03*(2570,28+84,7+37,416+275,81+35,64+55,16)=3150,78
          С^г_г=1,03*(965,54+89,2+37,416+291,02+22,68+58,20)=1507,98
3.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА
Для определения годового экономического эффекта от перевода котельной с сжигания твердого топлива (каменного угля) в слое на сжигание газа, получаемого путем дегазации шахтных газов необходимо определить себестоимость вырабатываемой тепловой энергии на этих видах топлива.
С=С_г/Q^г_выр, руб/ГДж                                                                                 (3.13)
где С_г – годовые эксплуатационные затраты при соответствующем топливе, тыс.руб/год
Q^г_выр– суммарное количество вырабатываемой тепловой энергии за год
С^у=3150,78*10³/402955=7,82 руб/ГДж
С^г=1507,98*10³/402955=3,74 руб/ГДж
Экономический эффект от перевода котельной с каменного угля на газ от дегазации оценивается также приведенными затратами, тыс.руб.
З_норм=К+Т_норм   С_г                                                                    (3.15)
где К – капитальные вложения, тыс.руб
Т_норм – нормативный срок окупаемости,
С_г – годовые эксплуатационные затраты, тыс.руб/год
Для энергетических объектов в случае применения новой техники
Т_норм =6,7 года, а для обычных Т_норм =8,4 года
З^у_норм=794,87+8,4*3150,78=27161 тыс.руб
З²_норм=1034,75+6,7*1507,98=10108,72 тыс.руб
Из приведенных вычислений приведенных затрат следует, что работа котельной на газе от дегазации шахтных газов экономически эффективнее.
З^у_норм-З²_норм=27261,42-10108,72=17152,70 тыс.руб

4. Т М 3 P
МОНТАЖ СЕКЦИОННЫХ ВОДОНОДОНАГРЕВАТЕЛЕЙ
4.1. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
До монтажа блока водоподогревателей на проектируемой котельной должны быть выполнены следующие мероприятия:
- оставлен монтажный проем в перекрытии помещения установки подогревателей;
- подготовлено фундаметное основание с установленными болтами и гайками, а также металлический кронштейн-каркас для крепления подогревателя;
- зона монтажа должна быть освобождена от посторонних предметов и лишних материалов;
- устроено освещение и оборудовано место подключения сварочного трансформатора.
4.2. ЗАГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
Транспортабельный блок водоподогревателей представляет собой набор секций подогревателя, обвязанных узлами измерения и регулирования и смонтированных на раме-подставке. Стойки рамы имеют петли для строповки при погрузочно-разгрузочных работах. Блок изготавливается на заготовительном предприятии монтажной организации.
После окончания сборки блок подвергается на заготовительном предприятии гидростатическому испытанию в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Приборы КИП и автоматизации, предназначенные для установки на блоках, поставляются на котельную вместе с блоком в таре, соответствующей правилам упаковки предприятия-изготовителя этих изделий.
Штуцера, бобышки, а также присоединительные концы трубопроводов на период транспортировки и хранения блока закрываются пробками или заглушками.
4.3. ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫЕ РАБОТЫ
Изготовленный, собранный в блок из секций и испытанный на заготовительном предприятии монтажной организации водоподогреватель грузится в автомобиль, доставляющий его к месту монтажа, существующими в цехе сборки грузоподъемными механизмами: тельфером, карнбалкой или лебедкой через промежуточный блок. При погрузке необходимо соблюдать требования такелажных работ, которые предусматривают обеспечение исправности и целостности водоподогревателя. После погрузки водоподогревателя в автомобиль его необходимо закрепить, чтобы при транспортировке он не получил повреждений. Блок водоподогревателя доставляется на объект монтажа вместе с сопровождающей документацией: монтажные чертежи с детализацией отдельных узлов и деталей; комплектующаю ведомость с наименованием деталей и их размеров; акты заводских испытаний.
Доставленные водоподогреватели принимаются по акту. Для разгрузки водоподогревателя, а также его монтажа, используется автомобильный кран МКА-16.
В качестве грузозахватных приспособлений используется съемные гибкие стальные канаты (стропы), которые соответствуют необходимой грузоподъемности; удобной строповки; надежности захвата; недопустимости повреждения водоподогревателя.
4.4. ТЕХНОЛОГИЯ МОНТАЖА
Установка блока водоподогревателя производится автокраном МКА-16 "с колес" в соответствии с проектом производства работ (ППР) и графиком совмещенных работ, согласованных с генподрядчиком.
Последовательность рабочих операций при монтаже транспортабельного блока водоподогревателя:
- строповка;
- подъем блока краном;
- установка блока на фундаментное основание;
- закрепление блока к фундаментным болтам гайками;
- присоединение блока к трубопроводам теплоснабжения (пара,конденсата) и водоснабжения на сварке;
- установка регулирующего клапана на месте фланцевого патрубка;
- установка термометров и манометров.
Работы по монтажу блоков водоподогревателей выполняет звено в составе трех человек.
4.5. ИСПЫТАНИЕ И ПУСК ВОДОПОДОГРЕВАТЕЛЯ В РАБОТУ
Перед испытание смонтированного водоподогревателя проводится контроль качества применяемых материалов, трубной заготовки, соответствие их техническим условиям,ГОСТам, проектным типам и марка.
Осуществляется внешний осмотр оборудования на предмет отсутствия дефектов,законченности монтажа. Проверяется визуально качество сварных швов, прочность и плотность резьбовых и фланцевых соединений при установке КИП и регулирующего клапана.
Для проверки прочности и плотности производят гидравлические испытания водоподогревателя. Водоподогреватели испытываются давлением равным 1,25 рабочего, но не менее (рабочее давление +0,3)МПА отдельно для нагреваемой и нагревающей части в течении 5 мин., а после оно снижается до максимального рабочего. Падение давления в течении 5 мин. под пробным давлением должно быть не более 0,02МПа.
При испытании водоподогревателя на плотность воздухом все соединения обмазывают мыльной эмульсией и по выявлению мыльных пузырей судят о неплотности соединений.
Водоподогреватели по окончании монтажных работ и испытаний на прочность и плотность принимаются Государственной комиссией, или ведомственной.
После принятия Государственной или ведомственной комиссией производится комплексное испытание водоподогревателя в течении 72 ч. при проектных параметрах теплоносителя и номинальной производительности. Об окончании комплексного испытания составляется акт, к которому прилагается ведомость дефектов, выявленных при опробывании.
4.6. ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТЫ ПРИ МОНТАЖЕ
Потребность в оборудовании, инструментах и приспособления при монтаже водоподогревателя приведена в таблице 4.1.
Таблица 4.1.
Ведомость инструментов

№№ пп	Наименование	Марка, ГОСТ, ТУ	Кол-во шт.	Техническая характеристика
1	2	3	4	5
1.	Молоток слесарный	ГОСТ2310-77	1	Масса 0,8кг
2.	Зубило слесарное	ГОСТ17211-82	1	d=0,2м
3.	Рулетка измерительная металлическая	ГОСТ7502-80	1	Цена деления 1мм
4.	Уровень строительный	ГОСТ9416-83	1	d=0,3м
5.	Отвес	ГОСТ17948-80	1	-
6.	Ключ трубный рычажный	ГОСТ18981-82	1	-
7.	Ключ гаечный двусторонний 24х27	ГОСТ2839-80	2	М 16х18
8.	Набор инструмента электросварщика ЭНИ-300	ТУ 36-1162-81	1
9.	Сварочный трансформатор ТС-300	-	1
10.	Кабель сварочный (75м)	ГОСТ6731-77	1	1х50мм²
11.	Кабель силовой (20м)	ГОСТ13497-77	1	3х6мм²
12.	Щиток электросварщика	ГОСТ12.4.035-78	1
13.	Строп канатный с крюком		4	=1.6м

4.7. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ МОНТАЖЕ ВОДОПОДОГРЕВАТЕЛЯ
Работу по монтажу водоподогревателей необходимо вести согласно ППР, обратив особое внимание на его безопасное перемещение краном (строповка, подъем, опускание в монтажный проем, установка на фундамент, расстроповка, подъем крюка и строп через монтажный
проем).
Сварочные аппараты должны быть занулены или заземлены, а в нерабочее время обесточены.
При работе трубными гаечными ключами нельзя надевать отрезки труб на ручки ключей и применять металлические подкладки под губки ключей.

5. А В Т О М А Т И К А
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ И ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ КОТЛОАГРЕГАТА КЕ-25-14С
Проектом предусмотрено автоматическое регулирование основных технологических процессов с применением регулирующих приборов системы "Контур" с электрическими исполнительными механизмами (ИМ) типа МЗОК, выпускаемыми Московским заводом тепловой автоматики (МЗТА). Предусмотрено дистанционное управление ИМ со щита управления.
Для котлоагрегата предусмотрено регулирование процесса горения и поддержание постоянного уровня в барабане котла. Регулирование процесса горения осуществляется тремя регуляторами: (топлива,воздуха и разрежения).
Регулятор топлива получает импульс по давлению в барабане котла и изменяет расход топлива к котлу, поддерживая давление пара в барабане заданным.
Регулятор воздуха, работающий по схеме "топливо-воздух",получает импульсы от датчика перемещения ИМ регулятора топлива и по перепаду на воздухоподогревателе и изменяет расход воздуха к котлу.
Регулятор разрежения получает импульс по разрежению в топке и поддерживает его постоянным.
Регулятор уровня получает импульс по уровню в барабане котла и, изменяя расход питательной воды, поддерживает уровень в барабане котла постоянным.

Bukvasha