Теплоснабжение жилого района промышленного центра
Аннотация
„Теплоснабжение жилого района промышленного центра".
Стр. 98 , илл. 11 , табл.22 , библиогр.26
В данном проекте рассмотрена отопительная котельная, находящаяся в
г.Свислочь. Произведён тепловой расчёт схемы котельной, а также расчёт сетевого
подогревателя воды. Была рассчитана схема теплоснабжения жилого посёлка.
Произведён расчёт электрического оборудования котельной. Выбрана и описана
схема тепловых защит и автоматики. Рассмотрены вопросы охраны окружающей среды,
охраны труда и техники безопасности.
Ключевые термины:
ТЕПЛОВАЯ ЭНЕРГИЯ, ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ, КОТЕЛЬНАЯ, ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ,
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ, КОТЛОАГРЕГАТ, ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ, ЭКОНОМИЧЕСКАЯ
ЭФФЕКТИВНОСТЬ, КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ (КПД).
Содержание
Введение
. Расчёт тепловой схемы
. Определение теплопотребления района теплофикации
2.1 Климотологические данные района теплофикации
.2 Определение расчётных расходов тепла на отопление
и вентиляцию по укрупнённым показателям
2.2.1 Расчётный расход тепла на вентиляцию
.2.2 Расчётный расход тепла на отопление
2.2.3 Расчётный расход тепла на горячее водоснабжение жилых
районов
.2.4 Построение годового графика тепловой нагрузки
2.3 Гидравлический расчёт тепловых сетей
2.3.1 Определение расходов сетевой воды
.3.2 Гидравлический расчёт водяных тепловых сетей
2.4 Построение графика центрального качественного
регулирования по отопительной нагрузке
.5 Тепловой расчёт теплопроводов
.6 Выбор сетевых и подпиточных насосов
.7 Экономика транспорта тепла
3. Расчёт сетевого подогревателя
3.1 Конструктивный и тепловой расчёт
.2 Гидравлический расчёт сетевого подогревателя
4. Контрольно-измерительные приборы и автоматика
4.1 Автоматические системы управления
.2 Практическая реализация схемы КИПиА
5. Экономика
5.1 Расчёт технико-экономических показателей котельной
.2 Организация ремонтных работ
6. Охрана труда
6.1 Производственная санитория и техника безопасности
6.1.1 Краткая характеристика объекта
.1.2 Требования к плану котельной по условиям размещения и
функционирования
.1.3 Требования охраны труда к планировке котельной,её
основным производственным помещениям,тепловому оборудованию
.1.4 Требования к размещению тепловых сетей
6.2 Пожарная безопасность
7. Электроснабжение котельной
Библиография
Введение
Научно-технический прогресс, интенсификация производства, повышение его
технического уровня и улучшение условий труда в значительной мере определяются
развитием энергетики.
Современные предприятия имеют сложные и многообразные энергетические
системы, состоящие из комплексов установок и устройств, предназначенных для
сжигания топлива и производства, транспорта, распределения и потребления
электроэнергии, теплоты, сжатого воздуха, газа, кислорода.
Интенсивное развитие котельной техники было вызвано ростом промышленного
производства. Современная котельная установка является сложным сооружением,
состоящим из большого количества различного оборудования и строительных
конструкций, связанных в единое целое общей технологической схемой.
В котлах используются различные виды топлива. В котельных установках, использующих
газовое топливо, отсутствуют золоулавливающие устройства, оборудование для
удаления шлака и золы, транспорта и подготовки топлива к сжиганию. Оборудование
котельной установки условно разделяют на основное и вспомогательное.
Вспомогательными называют оборудование и устройства для подачи топлива,
питательной воды и воздуха, для удаления продуктов сгорания, очистки дымовых
газов, паропроводы, водопроводы и др.
Современный котёл оснащён системами автоматизации, обеспечивающими
надёжность и безопасность его работы, рациональное использование топлива,
поддержание требуемой производительности, повышение производительности труда
персонала и улучшение условий его работы, и защиту окружающей среды от вредных
выбросов.
Водогрейные котлы, назначением которых является получение горячей воды
заданных параметров, применяют для снабжения подогретой водой систем отопления
и вентиляции, бытовых и технологических потребителей. Водогрейные стальные
котлы, работающие обычно по прямоточному принципу с постоянным расходом воды,
устанавливают в промышленно-отопительных котельных, а также на ТЭЦ для покрытия
пиковых отопительно-вентиляционных нагрузок. Температура воды на входе в котёл
70°С (в пиковом режиме до 110°С), температура воды на выходе из котла-150°С и
более (ДО 200°С). Основным горючими составляющими большинства газообразных
топлив являются оксид углерода СО, водород Н2,метан СН4
и-значительно реже- высокомолекулярные углеводороды СnHm. Основные показатели работы
котельных установок могут быть разделены на технологические, определяющие
функциональные зависимости рабочих процессов, экономические и режимные.
Основными показателями тепловой экономичности котельных установок за данный
период времени являются КПД, удельный расход условного топлива на выработку
тепла, а также удельный расход электроэнергии и теплоты на собственные нужды
котла. Основными направлениями снижения себестоимости вырабатываемой продукции
являются :
1) снижение удельного расхода топлива за счёт повышения КПД
агрегатов и исключения потерь топлива;
2) уменьшение расхода энергии на собственные нужды котлов путём
устранения вредных сопротивлений в системе пылеприготовления, пароводяного и
газовоздушного трактов, а также поддержания оптимального режима работы
оборудования;
) уменьшение численности обслуживающего персонала за счёт
комплексной механизации и автоматизации всех процессов;
) уменьшение первоначальной стоимости котельных установок.
1. Расчет тепловой схемы
Расчет тепловой схемы котельной с водогрейными котлами, работающую на
закрытую систему теплоснабжения. Котельная, предназначена для теплоснабжения
жилых и общественных зданий в виде отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения.
В таблице 1.2 приведен расчет тепловой схемы производственно отопительной
котельной.
Выбор основного и вспомогательного оборудования.
Согласно полученным результатом в пункте "Расчет тепловой
схемы" и "Нормами технологического проектирования тепловых
электрических станций и тепловых сетей", произвожу выбор необходимого
оборудования для котельной .
На котельной устанавливаю шесть водогрейных котлов:
три котла типа ТГ-3-95 ст.№1,5,6;
три котла типа ,,Факел’’ ст. №2,3,4
Общая производительность котельной составит 12 ГДж.
Основным топливом на котельной является природный газ (
).
Все котлы снабжаю индивидуальными тяго-дутьевыми установками:
дымососам типа ДН-8 производительностью - 6,97 тыс.м3/час,
давлением -632 Па, мощностью эл.двигателя - 11кВт, числом оборотов -1000 мин-1;
дымососам типа ДН-9 производительностью - 9,93 м3/час, давлением
-800 Па, мощностью эл.двигателя - 11кВт, числом оборотов - 1000 мин-1;
вентиляторам типа ВЦ 14-46 производительностью- 14,0 тыс.м3/час,
давлением -1600 Па, мощностью эл.двигателя - 11кВт, числом оборотов - 1000 мин-1;
вентиляторам типа ВЦ 14-46 производительностью - 15,0 тыс.м3/час,
давлением -1700 Па, мощностью эл.двигателя - 11кВт, числом оборотов - 1000мин-1;
Подогрев питательной воды составляет 105°C.
Питание водогрейны котлов котельной осуществляется двумя электро-насосами
типа К-80-45-200А производительностью - 50 м3/час, напором - 44 м, с
электродвигателем мощностью - 11кВт, числом оборотов - 3000мин-1 и
электронасосом типа К80-65-160 производительностью - 50 м3/час,
напором - 32 м, с электродвигателем мощностью - 7,5 кВт, числом оборотов - 3000
мин-1.Один насос - резервный.
Отопление промплощадки и жилпоселка осуществляется горячей водой с
температурным графиком 150 - 70°C.
Теплофикационная установка состоит:
двух сетевых насосов типа 4К-6а производительностью - 65÷125 м3/час, напором - 82÷61м в.ст., с электродвигателем
мощностью - 15 кВт, числом оборотов - 2950мин-1;
сетевого насоса типа 3К-6 производительностью - 45 м3/час,
напором - 54м в.ст., с электродвигателем мощностью - 17кВт, числом оборотов -
2900мин-1.
Дымовые газы от котлов отводятся по кирпичным подземным боровам через
трубу высотой 80 м и диаметром устья 3,5 м.
ТАБЛИЦА 1.1
Исходные данные для расчета тепловой схемы производственно-отопительной
котельной .
2.
Определение теплопотребления района теплофикации
Теплоснабжение жилого района осуществляется от котельной. В системе
теплоснабжения абонентов, обеспечивающей тепловую нагрузку на отопление,
вентиляцию и горячее водоснабжение, в качестве теплоносителя применяется вода.
Система теплоснабжения закрытая, двухтрубная. Регулирование отпуска тепла
принято центральное, качественное по отопительной нагрузке.
.1
Климатологические данные района теплофикации
Для г.Свислочь имеем следующие данные:
. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления tно = -25 оС.
. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции tнв = -10 оС.
. Продолжительность отопительного периода по= 203 суток.
.Средняя температура наружного воздуха за отопительный период 
=-1,2 оС.
. Продолжение стояния наружных температур за отопительный период
приведены в таблице 2.1.1.
Таблица 2.1.1 Продолжение стояния наружных температур за отопительный
период.
|
Температура, оС
|
-30
|
-25
|
-20
|
-15
|
-10
|
-5
|
0
|
8
|
|
Время стояния, ч.
|
4
|
19
|
71
|
232
|
635
|
1344
|
2745
|
4860
|
2.2
Определение расчетных расходов тепла на отопление и вентиляцию по укрупненным
показателям
.2.1
Расчетный расход тепла на отопление
, кДж/с, (2.2.1.1)
где m - коэффициент
инфильтрации;- строительный объем здания по наружному обмеру, м3;
tв - внутренняя температура воздуха в
здании, °С;
tно- расчетная температура наружного
воздуха для отопления, °С;
q0 - отопительная характеристика здания, Вт/м3 К.
, (2.2.1.2)
где b - постоянная инфильтрации, с/м,
b = 9×10-3 для общественных,
g -
ускорение свободного падения, м/с2;
L -
высота здания или этажа административного здания, м (14 м);
wв - скорость
ветра, м/с(4 м/с);
Tно,Tв - температура наружного и внутреннего воздуха, К.
Для общественных зданий:
Для склада:
В горячих цехах часть теплопотерь здания компенсируется внутренними
тепловыделениями. В этом случае расход тепла на отопление должен быть уменьшен
на величину тепловыделения, а расход остального подводимого тепла определится
из выражения:
, кДж/с, (2.2.1.3)
где Q0max - внутренне тепловыделения здания,
кДж/ч.
Далее приведена таблица, где указаны строительные объёмы зданий жилого
посёлка.
Таблица.2.2.1.1
Строительные объемы
зданий.
|
Помещение
|
q0, Вт/(м3К)
|
qв, Вт/(м3К
|
Объём здания, м3
|
 , кДж/с
|
 , кДж/с
|
 , кДж/с
|
|
Контора котельной
|
0,33
|
0,13
|
3500
|
52,943
|
12,740
|
12,2
|
|
Гараж
|
0,44
|
0,14
|
570
|
13,696
|
2,234
|
1,27
|
|
Ремонтные мастерские
|
0,44
|
0,14
|
10240
|
246,050
|
40,141
|
22,9
|
|
Всего
|
|
|
14310
|
312,689
|
55,115
|
36,37
|
|
Жилой посёлок
|
|
|
|
|
|
|
|
Жилые здания
|
0,35
|
-
|
4659
|
74,745
|
7,475
|
611
|
|
Помещения коммунального
хозяйства
|
0,43
|
0,13
|
2881
|
56,785
|
10,487
|
6,44
|
|
Больница
|
0,35
|
-
|
3463
|
55,558
|
5,556
|
23,3
|
|
Всего
|
|
|
11003
|
187,088
|
23,518
|
640,74
|
Проведём расчёт расхода тепла на отопление заводских помещений, складов,
жилых и общественных помещений.
Контора
, кДж/с.
Жилые здания посёлка
, кДж/с.
2.2.2
Расчетный расход тепла на вентиляцию
Для промышленных помещений расход тепла на вентиляцию определяется по
следующей формуле:
, кДж/с, (2.2.2.1)
где qв - вентиляционная характеристика здания, Вт/(м3×К)
tнв - расчетная температура наружного
воздуха для проектирования вентиляции, 0С.
Для жилых зданий, школ, больниц расход тепла на вентиляцию определяется
по формуле:
, кДж/с, (2.2.2.2)
Контора:
, МДж/с.
Жилые здания посёлка:
, МДж/с,
2.2.3 Расчетный расход тепла на горячее водоснабжение жилых районов
Расход тепла на горячее водоснабжение жилых районов определяется по
формуле:
, кДж/с. (2.2.3.1)
где k - коэффициент часовой
неравномерности потребления горячей воды;
а -
среднесуточный расход воды на 1 жителя ;
m -
число жителей района.
Жилые здания посёлка:
, кДж/с.
Больница:
, кДж/с.
.2.4
Построение годового графика тепловой нагрузки
Минимальные расходы тепла на отопление и вентиляцию определяются
пересчетом
, кДж/с, (2.2.4.1)
, кДж/с, (2.2.4.2)
где tо- температура наружного воздуха в конце отопительного
периода, tо= 8 оС.
, МДж/с, 
, МДж/с,
, МДж/с, 
, МДж/с,
, МДж/с, 
, МДж/с,
, МДж/с, 
, МДж/с,
, МДж/с, 
, МДж/с,
, МДж/с,
, МДж/с.
2.3
Гидравлический расчет тепловых сетей
Гидравлический расчет является одним из важнейших разделов проектирования
тепловых сетей. В его задачу входят: определение диаметров трубопроводов,
определение потерь давления (напора); установление значений давлений (напоров)
в различных точках сети, увязка всех точек системы при статическом и
динамическом режимах для обеспечения допустимых давлений и требуемых напоров в
сети абонента.
Исходными данными для гидравлического расчета трубопроводов тепловой сети
являются расчетные тепловые нагрузки и принятые параметры теплоносителя.
2.3.1 Определение
расходов сетевой воды
При теплоносителе - воде расчетные расходы воды для гидравлического
расчета закрытых тепловых сетей определяются по формуле
, кг/с, (2.3.1.1)
где QS - суммарной расход тепла на
отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение абонента, кВт;
t1, t2 -
температуры сетевой воды в прямом и обратном трубопроводе соответственно при
расчетных температурах наружного воздуха, °С;
с = 4,19 кДж/кг-°С - теплоемкость воды;
Кр - коэффициент, учитывающий утечки воды из сети, (1,005).
Жилой посёлок:
, кг/с,
.3.2
Гидравлический расчет водяных тепловых сетей
Технологический процесс производства предизолированных труб организован
таким образом, чтобы обеспечить полное сцепление между наружной поверхностью
металлической или иной трубы, пенополиуретановой изоляцией и внутренней
поверхностью наружней оболочки. Таким образом, все элементы теплоизолированной
трубы при изменении температуры перемещаются совместно. При бесканальной прокладке
теплотрасс значительная часть возникающих при этом усилий воспринимается
трением между наружной оболочкой трубы и грунтом.
При бесканальной прокладке трубопроводов для компенсации их температурных
удлинений при подаче горячей воды, предусмотрено несколько методов
строительства трубопроводов с применением предизолированных труб. Мы применим
метод компенсации сильфонными компенсаторами.
Сильфонные компенсаторы теплоизолируются в заводских условиях, согласно
каталога. Температурные удлинения труб в этом методе воспринимаются
компенсаторами. Система проектируется таким образом, чтобы 95 - 98%
компенсационной способности компенсаторов использовалось при 100% удлинении
трубопровода, т.е. чтобы всегда имелся запас компенсационной способности
компенсатора
Предварительный
гидравлический расчет.
В проекте удельные потери давления в магистральных трубопроводах
принимаем 70 Па/м, для ответвлений - по располагаемому давлению, но не более
300 Па/м.
,
где a -
ориентировочный коэффициент местных потерь;
G -
расход теплоносителя на рассматриваемом участке, кг/с;
z -
постоянный коэффициент, для воды z =
0,01.
Предварительные удельные линейные потери давления могут быть найдены из
выражения
, Па/м, (2.3.2.1.)
где DР-
располагаемый перепад давлений на участке, Па; l - общая длина трассы
Ориентировочный внутренний диаметр трубопровода определится из выражения
, м, (2.3.2.2)
где Аdв - коэффициент, зависящий от
шероховатости труб (Кэ=0,5 мм).
-ой участо 
,
, м,
-ой участок 
,
, м,
-ой участок 
,
, м,
-ой участок 
,
, м,
-ой участок 
,
, м,
-ой участок 
,
, м,
Таблица 2.3.2.1 Предварительный гидравлического расчета водяной тепловой
сети.
|
№ участка уч.
|
Расход воды на участке,
кг/с
|
Длина участка, м
|
Ориентировочные местные
сопротивления
|
Ориентировочные удельные
потери давления, Па/м
|
Ориентировочный внутренний
диаметр трубы, м
|
Стандартные трубы
|
|
|
|
|
|
|
Внешний диаметр оболочки, м
|
Внешний диаметр трубы, м
|
Толщина стенки трубы, мм
|
|
G
|
l
|
a
|
Rл
|
d
|
dоб
|
dн
|
S
|
|
1
|
210
|
50
|
0,145
|
70
|
0,400
|
0.560
|
0,426
|
13
|
|
2
|
132
|
300
|
0,115
|
70
|
0,334
|
0.560
|
0,426
|
13
|
|
3
|
77,8
|
175
|
0,088
|
70
|
0,273
|
0.400
|
0,273
|
11,5
|
|
4
|
61,1
|
250
|
0,078
|
70
|
0,249
|
0.400
|
0,273
|
11,5
|
|
5
|
25,3
|
400
|
0,050
|
70
|
0,178
|
0.315
|
0,219
|
9,5
|
|
6
|
78,0
|
75
|
0,088
|
150
|
0,160
|
0.315
|
0,219
|
9,5
|
Ориентировочно найденный диаметр трубопровода округляется до ближайшего
большего стандартного диаметра трубы.
Поверочный
расчет водяной тепловой сети
Определим температурное удлинение свободно лежащих труб при изменении их
температуры по формуле:
, м, (2.3.2.3)
где a =1,22×10-5 1/°С - коэффициент
линейного расширения стали (для диапазона температур 0 - 1500С);
t1 = 1300С
- максимальная температура теплоносителя;
tм = 100С - температура
наружного воздуха при монтаже компенсатора;
L -
длина рассматриваемого участка, м.
При бесканальной прокладке теплотрассы, возникающие в предизолированных
трубопроводах удлинения, частично компенсируются за счёт сил трения между
оболочкой и грунтом обратной засыпки. Величину сил трения между грунтом и
оболочкой определяем по формуле:
(2.3.2.4)
где F - сила трения на единицу длины
трубопровода, Н/м;
D -
диаметр полиэтиленовой оболочки, м;
Z -
расстояние от поверхности земли до трубопровода (принимаем 1,0м), м;
r - плотность грунта обратной засыпки, 1800 кг/м3;
m = 0,4 - коэффициент трения между грунтом и оболочкой;
К0 = 0,5 - коэффициент бокового давления грунта.
Максимальное расстояние между двумя неподвижными точками (мнимыми
опорами) ограничено допускаемыми осевыми напряжениями в стальной трубе
(Рис.2.1) и определяется по формуле:
(2.3.2.5)
где Lmax - максимальная длина трубопровода, м;
sа.доп = 150 МПа - допускаемое осевое напряжение;
A -
площадь поперечного сечения трубы, м2;
F -
величина силы трения между грунтом и оболочкой, Н/м.
Определим температурное удлинение.
, м,
-ой участок
, м,
-ий участок
, м,
-ый участок
, м,
-ый участок
, м,
-ой участок
, м,
Определим удельную силу трения трубопровода.
-ый и 2-ой участки
-ий
и 4-ый участки
-ый,
6-ой,
Определим
максимальное расстояние между неподвижными точками.
-ый
и 2-ой участки
-ий
и 4-ый участки
-ый,
6-ой,
Следовательно
определится число компенсаторов на каждом участке (табл. 2.3.2.2)
Таблица
2.3.2.2. Определение числа компенсаторов на участке трубопровода.
Эквивалентная
длина всех местных сопротивлений определяется по формуле
, м,
(2.3.2.6)
где
Аl - постоянный коэффициент, зависящий от шероховатости
труб.
Приведенная
длина участка трубопровода определится из выражения:
, м;
(2.3.2.7)
Уточненные
удельные линейные потери давления подсчитываются из выражения
, Па/м
(2.3.2.8)
где
АвR - постоянный коэффициент, зависящий от шероховатости
труб. Полная потеря давления на участке сети
DР = Rл×lпр, Па, (2.3.2.9)
или
, м
в.ст., (2.3.2.10)
где
g = 9,81 м/с - ускорение свободного падения;
r - плотность теплоносителя при заданной температуре.
-ый
участок
м
(см.табл.4,3),
, м,
, м;
, Па/м,
DР = 73,8×55,9 = 4125, Па,
, м в.ст.
Для оставшихся участков расчет аналогичен. Результаты расчета сводим в
таблицу.
Таблица 2.3.2.3Определение приведенной длины теплотрассы.
Таблица 2.3.2.5 Окончательный гидравлический расчет водяной тепловой сети
2.4
Построение графика центрального качественного регулирования по отопительной
нагрузке
Температурные графики выражают зависимость необходимых температур воды в
тепловых сетях от тепловой нагрузки и от температуры наружного воздуха.
Уравнении для построения температурных графиков:
для подающей магистрали
, оС; (2.4.1)
для обратной магистрали
, оС; (2.4.2)
где tвр - расчетная температура воздуха
внутри помещения
Dt’ - температурный напор в
нагревательных приборах отопительной системы, °С
dt’0 - температурный перепад в тепловой сети;
Q’ -
температурный перепад в отопительной системе;
- относительная тепловая нагрузка;
tн, tно - текущая наружная температура воздуха и расчетная
температура наружного воздуха по отоплению, 0С.
Задаваясь различными значениями tн в пределах
от +8 до tно, определяют dt’0
и строим график температур воды в тепловой сети. Поскольку температура воды для
горячего водоснабжения должна быть 60...65 °С, то минимальная температура воды
в подающей магистрали должна быть 70° для закрытых систем теплоснабжения.
Поэтому отопительный график срезается на уровне 70° и носит название
отопительно-бытового. Температура наружного воздуха, при которой график имеет
излом, делит его на две части.
В правой части осуществляется качественное регулирование отпуска теплоты,
в левой части - местное регулирование (пропусками).
Dt’=
0,5(t’3 - t’2) - tвр = 0,5(95 - 70) - 18 = 64,5, оС,
dt’0= t’01 - t’02
= 150 - 70 = 80, оС,
Q’= t’03
- t’02 = 95 - 70 = 25, оС,
,
, 
,
, 
,
, 
,
= 18 + 64,5×0,230,8 + (80 - 0,5×25)0,23 = 53,43, оС,
= 62,87, оС,
= 78,57, оС,
= 92,59, оС,
= 107,57, оС,
= 122,31, оС,
= 18 + 64,5×0,230,8 - 0,5×25×0,23 = 35,03, оС,
= 38,87, оС,
= 44,97, оС,
= 50,19, оС,
= 55,57, оС,
= 60,71, оС,
Рис. 2.4.1. График температур воды в подающей и обратной магистрали при
центральном регулировании по отопительной нагрузке
2.5 Тепловой
расчет теплопроводов
В задачу теплового расчета входит выбор толщины основного слоя
изоляционной конструкции, расчет потерь теплоты теплопроводами и определение
эффективности изоляции.
2.5.1 Выбор
толщины изоляции теплопроводов
Расчет основного слоя изоляции проводят по выражению
, м, (2.5.1.1)
lиз -
коэффициент теплопроводности слоя изоляции, Вт/(м°С);
Rиз - термическое сопротивление
основного слоя изоляции(м°С/Вт), входит в выражение для суммарного термического
сопротивления на пути теплового потока к окружающей среде.
Полное сопротивление
, Па/м, (2.5.1.2)
, Па/м, (2.5.1.3)
, Па/м, (2.5.1.4)
где d2 - наружный диаметр изолированной трубы,
d1 - наружный диаметр трубы без
изоляции,
l - теплопроводность изоляции, Вт/(м×оС),
a - коэффициент теплоотдачи от поверхности изоляции к воздуху.
Приближенное значение температуры наружной поверхности изоляции
, оС. (2.5.1.5)
Уточненное значение коэффициента теплоотдачи от поверхности изоляции к
воздуху:
коэффициент теплоотдачи конвекцией
, Вт/(м2×оС), (2.5.1.6)
коэффициент теплоотдачи лучеиспусканием
, Вт/(м2×оС), (2.5.1.7)
aн = aк + aл, Вт/(м2×оС). (2.5.1.8)
Затем производим пересчет Rи и R.
Удельные тепловые потери
изолированного трубопровода
, Вт/м, (2.5.1.9)
гладкого трубопровода
, Вт/м. (2.5.1.10)
Тепловые потери изолированного и гладкого трубопровода
Qи = qи×l(1+b),
Вт, (2.5.1.11)
Qг = qг×l, Вт. (2.5.1.12)
Коэффициент эффективности изоляции
. (2.5.1.13)
И в итоге производим пересчет толщины изоляции
, м, (2.5.1.14)
Таблица 2.5.1.1 Способ прокладки теплопроводов.
Произведем расчет для первого участка подающего трубопровода:
Исходные данные: t0=-1,2 оС, t=95 оС, l=0,07 Вт/(м×оС), a=20 Вт/(м2×оС),
b=0,25.
, Па/м,
, Па/м,
, Па/м,
, оС.
, Вт/(м2×оС),
, Вт/(м2×оС),
aн = 14,54 +
4,09 = 18,63, Вт/(м2×оС).
, Па/м,
, Па/м,
, Вт/м,
, Вт/м,
Qи = 127,8×500(1+0,25) = 79887, Вт,
Qг = 3197,1×500 = 1598556, Вт,
,
, м,
Результаты этого и других расчетов сводим в таблицу.
Таблица 2.5.1.2 Результаты гидравлического расчета подающего трубопровода
(надземная часть)
Произведем расчет для первого участка обратного трубопровода:
Исходные данные: t0=-1,2 оС, t=50 оС, l=0,07 Вт/(м×оС), a=20 Вт/(м2×оС),
b=0,25.
, Па/м,
, Па/м,
, Па/м,
, оС.
, Вт/(м2×оС),
, Вт/(м2×оС),
aн = 15,22 +
4,1 = 19,32, Вт/(м2×оС).
, Па/м,
, Па/м,
, Вт/м,
, Вт/м,
Qи = 125,7×500(1+0,25) = 78566,5, Вт,
Qг = 1515,7×500 = 757842, Вт,
,
, м,
Таблица2. 5.1.3 Результаты гидравлического расчета обратного трубопровода
(надземная часть)
Для участков подземной прокладки выбираем каналы:
) 2,2´0,8, м,
4) 2,2´0,8, м, 7) 1,7´0,6, м, 9) 1,3´0,7, м, 11)1´0,6, м.
Эквивалентный внутренний диаметр канала
, м, (2.5.1.15)
F = a×b, (2.5.1.16)
Р = 2×(a+b), (2.5.1.17)
где а - ширина канала,
b-
высота канала.
Термическое сопротивление
, Па/м. (2.5.1.18)
Термическое сопротивление канала и грунта
, Па/м. (2.5.1.19)
Температура воздуха в канале
, оС, (2.5.1.20)
где tк0- температура поверхности грунта (tк0=5 оС).
Удельные тепловые потери
, Вт/м. (2.5.1.21)
Для участка 3: lгр=0,116
Вт/(м×оС), aст=15 Вт/(м2×оС),
, м,
подающий трубопровод:
, Па/м.
обратный трубопровод: R =
0,289 Па/м,
подающий трубопровод: 
, Вт/м,
Q =
50,03×1440 = 72041 Вт,
обратный трубопровод: 
, Вт/м,
Q =
8,96×1440 = 12899 Вт,
Результаты расчетов заносим в таблицу.
Таблица 2.5.1.4 Результаты гидравлического расчета подземной части
теплопроводов.
2.6 Выбор
сетевых и подпиточных насосов
Требуемый напор сетевых насосов при суммарных расчетных расходах сетевой
воды складывается из потерь напора в водонагревательной установке источника
теплоты, суммарных потерь напора в подающем и обратном теплопроводах тепловой
сети и потерь напора у абонента.
(2.6.1)
Для летнего периода напор сетевых насосов
, (2.6.2)
где Gл ,Gз - расходы сетевой воды в летний и
зимний периоды.
=90 м в. ст.,
Gз
= 3,6×175,44 = 631,4 м3/ч,
кг/с,
Gл= 3,6×74,8 = 269,3 м3/ч,
м в. ст.
По принятому напору и расчетной подаче принимаем
для зимнего периода насос СЭ 800 -100,
для летнего - Д1250 -14.
Минимальное количество насосов в каждой группе - 2 шт., один из которых
резервный.
Строится характеристика сопротивления сети
,м×ч2/м6. (2.6.3)
Задаваясь различными расходами воды при постоянной характеристике сети,
определяем напор в сети. По этим данным строим характеристику сопротивления
сети и совмещаем ее с характеристикой сетевых насосов. Точка пересечения
указывает расход теплоносителя и напор, развиваемый сетевыми насосами.
Требуемый напор подпиточного насоса устанавливается исходя из
необходимости поддержания определенного статического напора в тепловой сети и
обеспечения невскипання воды в самой высокой точке абонентов при остановке
сетевых насосов.
,м×ч2/м6.
Таблица 2.6.1 Расчётная таблица
|
G
|
50
|
100
|
200
|
300
|
400
|
500
|
600
|
700
|
800
|
|
H
|
0,375
|
1,5
|
6
|
13,5
|
24
|
37,5
|
54
|
73,5
|
96
|
Рис. 2.6.1. Гидравлическая характеристика сетевых насосов и тепловой сети
Подача подпиточных насосов определяется из условия восполнения утечек
воды и принимается 0,75% от объема воды в теплопроводах и присоединенных к ним
системах теплопотребления. Кроме того, должна предусматриваться аварийная
подпитка сети до 20% от объема трубопроводов. Количество подпиточных насосов не
менее 2-х один из них - резервный.
V = Q(Vc+Vм)
где Q - мощность системы теплоснабжения, МВт;
Vс - удельный объем воды в тепловых сетях. Vс = 40 м3/МВт;
Vм - удельный объем сетевой воды в
системах отопления зданий,Vм = 26 м3/МВт.
V =
61(40+26) = 4026 м3,
Gп= 0,0075×4026 = 30,2 м3/ч.
Выбираем подпиточный насос К 45-30.
2.7 Экономика
транспорта тепла
Одним из основных технико-экономических показателей работы тепловых сетей
является себестоимость транспорта тепла, которая определяется как сумма
эксплуатационных затрат на единицу отпуска тепла потребителям
, у.е./ГДж, (2.7.1)
где Q - отпущенное тепло (определяется из
графика годовой нагрузки);
Sс - годовые эксплуатационное расходы
на амортизацию, ремонт и обслуживание сети;
Sэ - стоимость электроэнергии на
передачу теплоносителя;
Sт - стоимость теплопотерь в сети.
, у.е./год, (2.7.2)
где f = 0,056 - годовые отчисления от
стоимости сооружения теплосети;
К - стоимость теплосети, у.е.
(2.7.3)
где a и b - постоянные коэффициенты;
с - число параллельных трубопроводов;
- общая длина трубопроводов, м;
- сумма произведений диаметров труб на длину соответствующих
участков.
Для подземной канальной и надземной прокладки а = 2, b = 120...150.
, у.е./год, (2.7.4)
где Нцн и Нпн - напоры циркуляционного и
подпиточного насосов м;
G -
часовой расход теплоносителя, т/час;
zэ = 0,015 у. е./кВт ч - стоимость
электроэнергии;
h = 0,6..0,7 - КПД насосов;
n -
число часов работы насосов в году (n=4872 ч.).
, у.е./год, (2.7.5)
где М - материальная характеристика сети,
, (2.7.6)
где a' = 1,17. 1,75
Вт/м2 - коэффициент теплоотдачи;
tср -
среднегодовая температура теплоносителя, оС (определяется из
годового графика тепловой нагрузки);
tср - среднегодовая температура
наружного воздуха;
zт - стоимость тепла.
, у.е./год,
тепловой котельная электрический подогреватель
Подающий трубопровод:
надземная часть
М=850×0,408+1370×0,359+490×0,259+520×0,309+1800×0,207=1498,82 м,
подземная часть
М=1440×0,408+200×0,359+50×0,207+100×0,309+150×0,207=731,62 м.
Обратный трубопровод:
надземная часть
М=850×0,408+1370×0,359+490×0,259+520×0,309+1800×0,207=1498,82 м,
подземная часть
М=1440×0,408+200×0,359+50×0,207+100×0,309+150×0,207=731,62 м.
Подающий трубопровод:
надземная часть
, у.е./год,
подземная часть
, у.е./год.
Обратный трубопровод:
надземная часть
, у.е./год,
подземная часть
, у.е./год.
SтS= 714442,5 у.е./год.
Для 4-х параллельных трубопроводов:
= 4400 м.
Для 2-х параллельных трубопроводов:
= 2570 м.
= 5883,62
К = 2 × 4 × 4400 + 2 × 2 × 2570 + 130 × 5883,62 = 810350,6
Sс = 0,056 × 810350,6 = 45379,6 у.е./год.
, у.е./ГДж,
3. Расчёт сетевого подогревателя
.1 Конструктивный и тепловой расчет
Производим конструкторский тепловой расчёт пароводяного подогревателя
сетевой воды со свободногй задней решёткой.
Исходные данные.
Производительность аппарата - Q = 1MДж/час.
Параметры греющего пара:
давление Р = 0,4 МПа, температура t = 1430С (T = 416 K),
энтальпия i = = 2738кДж/кг.
При давлении Р = 0,4 МПа температура насыщенного пара (при c = 1.0 ) t = 1270C (T = = 400 K), а энтальпия насыщенной жидкости (при c = 0) i = 601 кДж/кг.
Температура нагреваемой воды на входе в теплообменник t2/ = 700С, на выходе из теплообменник t2// = 1300С.
Поверхность нагрева состоит из латунных трубок диаметром d=18/20мм. Толщина стенки d = 0.001м. Вода проходит через
трубки, пар поступает в межтрубное пространство.
Коэффициент, учитывающий потери тепла в окружающую среду hп = 0.99.
Тепловой расчёт.
Определяем расход пара по формуле:
(3.1.1)
Определим расход воды по формуле:
(3.1.2)
где Ср = 4,19 кДж/(кг К) - теплоёмкость воды, gf = 965 кг/м3 - удельный
вес воды при средней температуре tf =
(130 + 70)/2 = 1000С.
Определим среднелогарифмическую разность температур теплоносителей в
сетевом подогревателе воды по формуле:
(3.1.3)
где Dtб = 143 - 130 = 130С - больрный напор, тогда
Коэффициент теплопередачи k
определяем графоаналитическим способом, для чего предварительно находим для
различных участков перехода тепла зависимость между тепловым напряжением q и среднелогарифмическим перепадом
температур Dt.
) передача тепла от пара к стенке. Коэффициент теплоотдачи определяем для
случая конденсации пара на вертикальной стенке по формуле:
; (3.1.4)
где Ar = l3g2/m - число Архимеда, tm = ½(127 + 113) = 1200С (при Dtm = 1200C Ar = 2300), r = i - im = 2738 - 601 = 2137 кДж/кг - скрытая
теплота парообразования, Н = 4м - длина трубки, тогда
(3.1.5)
Задаёмся рядом значений Dt1 и вычислим соответствующие значения q (табл.3.1.1).
Таблица 3.1.1 Сводная таблица.
|
Dt1
|
Dt10,75
|
q , кДж/м2 час
|
|
2
|
1,68
|
15,1,103
|
|
6
|
3,85
|
34,7,103
|
|
10
|
5,62
|
50,6,103
|
|
15
|
7,60
|
68,4,103
|
Строим в масштабе кривую Dt1= f(q1).
) передача тепла через стенку. Для латунной стенки lст= 377 кДж/(м,час,
,К). Тогда
(3.1.6)
Аналогично строим кривую Dt2= f(q2) (рис.3.1).
(3.1.7)
Строим кривую Dt3= f(q3) (рис.3.1).
) передача тепла от стенки к воде.
Скорость воды в пароводяных подогревателях обычно составляет от 0,5 до 3
м/сек, движение воды в трубках турбулентное, поэтому пользуемся формулой:
(3.1.8)
По таблице для средней температуры воды tf = 1000C находим величину В = 45,25. Удельный
вес воды при 1000С gt =
965,5 кг/м3. Скорость воды в трубках w принимаем равной 1,4 м/сек. Подставляя
соответствующие величины имеем, что
(3.1.9)
Аналогично предыдущему строим прямую линию зависимости Dt4= f(q4) (рис.3.1.1), проходящую через начало координат.
Складывая ординаты четырёх кривых, строим суммарную кривую тепловых
перепадов. Из точки m на оси ординат,
соответствующей Dtср= =29.80С, проводим прямую
параллельную оси абсцисс, до пересечения её с суммарной кривой. Из точки
пересечения n опускаем перпендикуляр на ось
абсцисс и находим, что
q =
280.103 кДж/(м2,час).
При этом коэффициент теплопередачи равен:
(3.1.10)
Рис. 3.1.1. Тепловое напряжение поверхности нагрева.
Поверхность нагрева теплообменника равна
(3.1.11)
Определяем основные конструктивные данные и размеры аппарата. Количество
трубок в одном ходе равно
(3.1.12)
Общая длина трубок равна
(3.1.13)
Число ходов z равно
(3.1.14)
Шаг между трубами принимаем равным
(3.1.15)
Для определения диаметра корпуса аппарата необходимо найти размеры
трубной решётки; поскольку аппарат 4-х ходовой, необходимо предусмотреть место
для перегородок и анкерных болтов и в каждом ходе разместить 3 трубоки. Всего
трубок 3,4 = 12 шт.
Нормальным расположением трубок считаем размещение центров трубок на
трубной доске по углам равносторонних треугольников. По количеству трубок z = 12 шт, определяем диаметр D/, на котором располагаются крайние трубки, выраженный
через шаг S между трубками.
(3.1.16)
Находим внутренний диаметр корпуса по формуле:
(3.1.17)
где dнар - наружный диаметр трубки, k - кольцевой зазор между крайними
трубками и корпусом, который принимаем равным 10 мм.
D0=780 + 20 + 20 = 820мм = 0,82м.
.2 Гидравлический расчёт сетевого подогревателя
Гидравлический расчёт устанавливает затрату энергии на движение
теплоносителей через аппарат. Полный напор Dр, необходимый движения жидкости или газа (при скорости газа,
не превышающей 0,2 скорости звука) через теплообменник, определяется по
формуле:
, Па, (3.2.1)
где SDртр
- сумма гидравлических потерь на трение; SDрм - сумма потерь напора в местных сопротивлениях;
SDру- - сумма потерь
Табл. 3.2.1 Результаты расчёта местных сопротивлений.
|
№
|
Вид сопротивления
|
Кол.
|
x
|
Sx
|
w, м/с
|
r, кг/м3
|
Dрм, Па
|
|
1
|
Вход в ТО
|
1
|
0,5
|
0,5
|
2
|
985
|
985
|
|
2
|
Поворот 900
|
8
|
0,5
|
4,0
|
1,4
|
985
|
3861
|
|
3
|
Вход в трубу
|
4
|
0,5
|
2,0
|
1,4
|
985
|
1930
|
|
4
|
Выход из трубы
|
4
|
1,0
|
4,0
|
1,4
|
985
|
3861
|
|
5
|
Выход из ТО
|
1
|
1,0
|
1,0
|
2
|
985
|
1970
|
|
№
|
Вид сопротивления
|
Кол.
|
x
|
Sx
|
w, м/с
|
r, кг/м3
|
Dрм, Па
|
|
Итого
|
|
|
|
|
|
12607
|
, м в.ст., (3.2.7)
.
Контрольно-измерительные приборы и автоматика
.1 Автоматические системы управления
В работе технологического оборудования непрерывно наблюдается
нестабильность, которая является результатом нанесения возмущающих воздействий,
приходящих извне или возникающих внутри объекта под косвенным действием внешних
возмущений. Возмущения приводят к изменению состояния объекта и снижают
эффективность его работы.
Управление объектом можно осуществлять вручную и автоматически. Ручное
управление в нынешних условиях малоэффективно, и его успешно заменяет
автоматическое. Следует отметить, что относительно высокая стоимость систем
автоматического регулирования с избытком компенсируется технико-экономическими
и экологическими преимуществами перед системой ручного управления.
АСУ - система "человек-машина", в которой управление основными
технологическими процессами осуществляется техническими средствами автоматики,
их резервирование, а также управление неавтоматизированными операциями и в
незапрограммированных ситуациях выполняется персоналом.
АСУ решает две основные функции:
1. информационную, включающую в себя:
- контроль за основными технологическими параметрами, то есть непрерывную проверку
соответствия параметров процесса допустимым значениям и информирование
персонала при возникновении несоответствия;
- Изменение или регистрацию технологических параметров процесса
за допустимые пределы;
- Вычисление по запросу оператора некоторых комплексных
показателей;
- Периодическую регистрацию измеренных и вычисленных
параметров;
- Обнаружение и сигнализацию о наступлении предаварийных и
аварийных ситуаций;
2. управляющую, включающую в себя:
- Функцию стабилизации технологических параметров в виде поддержания
отношения между двумя параметрами, или стабилизацию параметров на заданном
уровне;
- Программное изменение режима протекания процесса по заранее
заданным алгоритмам;
- Защиту оборудования от аварий;
- Оптимальное распределение нагрузок между агрегатами;
- Управление пусками и остановами агрегатов.
Применяемые ныне АСУ представляют собой комплекс, включающий элементы
технологического контроля, сигнализации, технологических защит, автоматического
регулирования, автоматического и дистанционного управления. Реальные АСУ на
энергетических котлах включают как правило, все перечисленные элементы, либо
содержат большинство из них.
4.2
Практическая реализация схемы КИПиА
Газ на горелки котлоагрегата поступает по двум линиям (основной и линии
малого давления). При помощи расходомерной диафрагмы используемой для установки
во фланцах ДКС-0,6-300-1 а/б-3 и мембранного дифференциального манометра
электрического (ДМЭР-МИ) и датчика Сапфир 22 ДД снимаются параметры расхода
газа. Сигналы данных приборов в дальнейшем используются в процессе
автоматического регулирования.
Защита и блокировка по давлению газа в газовой магистрали осуществляется
приборами МПЭ-МИ (манометр пружинный безшкальный электрический), работающим в
паре с миллиамперметром электронным автоматическим показывающим с
трёхконтактным регулирующим устройством и манометром электроконтактным.
С двух дутьевых вентиляторов в котлоагрегат подаётся воздух, разделяемый
по горелкам .Сигнал по расходу воздуха снимается с помощью датчика Сапфир 22
ДД, измеряющего сигнал по перепаду давления и после прохождения через БИК-1
(блоки извлечения корня, которые поставляются в комплекте с датчиком Сапфир 22
ДД) преобразуется в сигнал, пропорциональный расходу. Сигнал используется в
автоматическом регулировании регулятора общего воздуха. С помощью
тягонапоромера жидкостного двухтрубного ТДЖ-2/160 по месту контролируется
перепад давлений на мультипликаторе.
Расход подаваемого на каждую горелку воздуха регулируется с
использованием исполнительного механизма и блока управления БУ-21,
установленных на местном щите управления и контролируется при помощи напоромера
мембранного показывающего НМП-100.
Комплектуемая совместно с котлом защитно-запальное устройство, состоящее
из фотодатчиков и сигнализаторов горения, контролирует наличие факела,
прозрачность дымовых газов. Фотодатчики ВК-n59а и ВК-n59б
совместно с прибором ВК-n59
контролируют погасание факела.
Процесс сжигания топлива в топке контролируется двумя датчиками:
комплектами газоанализаторов АГТ-О2 и АГТ-СО. Эти датчики используются
при корректировке статических режимов горения.
Удаление дымовых газов из котла контролируется регулятором разряжения
(прибор КПУ-1-562) установленным по месту и преобразователем измерителем
давления-разряжения Сапфир 22 ДИВ.
Управление лопатками направляющего аппарата дымососа производится
регулятором разряжения, использующим сигнал датчика Сапфир- 22 ДИВ.
Расход прямой сетевой воды контролируется диафрагмой камерной
ДКС-10-400-1а/б-11 и установленными с ней приборами, измеряющими расход прямой
сетевой воды ДМР-М-52 (Дифманометр мембранный электрический, расходомер
безшкальный.) работающим в комплекте с КПУ-1-562 (обеспечивает защиту и
блокировку) и РП-160-09.
Температура в коллекторе прямой сетевой воды поддерживается регулятором
топлива, работающим совместно с ТСП-0879 (термометр сопротивления платиновый).
Температура обратной сетевой воды контролируется термопреобразователем
сопротивления ТСП- 0879 и вторичным прибором КСМ-2-072 (мост самопишущий
семиточечный с трёхпозиционным регулирующим устройством).
Для поддержания экономичной работы котлоагрегата в схеме используется
регулятор рециркуляции, работающий с термометром сопротивления ТСП-0879.
5. Экономика
.1 Расчёт
технико-экономических показателей котельной
При расчёте принято считать 1у.е. равным 1$.
По данным установленная мощность котельной: Qуст= 229,1 МВт.
Годовая выработка теплоты котельной определяется по формуле:
, где (5.1.2)
hт.п. -
коэффициент теплового потока (%), при работе на газообразном топливе
приближённо выбирается 98-97 (%)
Число часов использования установленной мощности котельной в году (ч/год)
при условии работы котельной на собственном контуре
Удельный расход топлива на 1 (ГДж) отпущенной теплоты:
- Условного определяется по формуле:
(5.1.3)
- Натурального:
, (5.1.4)
hбр = 93,4
(%) - КПД котельного агрегата;
Qрн = 36,170 (МДж/м3) - низшая теплота
сгорания рабочей массы топлива
Годовой расход топлива котельной:
- Условного определяется по формуле:
(5.1.5)
- Натурального:
, где (5.1.6)
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной (кВтч/год)
рассчитывается по формуле:
, где (5.1.7)
Nуст - установленная мощность
токоприёмников (кВт) определяется по формуле :
, где (5.1.8)
= 15 (кВт/МВт) - удельный расход электрической мощности на
собственные нужды котельной, принимаем по таблице
Годовой расход воды в котельной (т/год) определяется по формуле:
, где (5.1.9)
Gc.вл, Gc.вз - расход воды, поступающей на химводоочистку для
приготовления питательной воды при максимально-зимнем и летнем режиме (т/ч), по
данным котельной Gc.вл = 25, Gc.вз =55 (т/ч):
Удельный расход воды определяем из формулы
Годовые затраты на топливо определяются по формуле (для газообразного
топлива):
, где (5.1.11)
Цтпр = 48,85 (у.е.) - оптовая стоимость по
прейскуранту 1000 кубических метров газа:
Годовые затраты на электроэнергию определяются по формуле:
, где (5.1.12)
Цэ = 0,04 (у.е.) - цена одного киловатт-часа принимается по
прейскуранту:
Годовые затраты на использованную воду от водоканала определяется по
формуле :
, где (5.1.13)
Цв = 0,18 (у.е.) - цена одной тонны сырой воды:
Годовые затраты на амортизационные отчисления определяются по формуле
(13.30[4]):
, где (5.1.14)
астрам-средняя норма амортизации общестроительных
работ и зданий, принимается равной 3%;
аобам - норма амортизации оборудования с монтажом;
Кстр - стоимость общестроительных работ, по формуле
(13.31[4]):
Коб - стоимость оборудования с монтажом, по формуле
(13.31[4]):
(5.1.15)
где (5.1.16)
Ккот1- капитальные затраты на сооружение котельной;
Ккот2- капитальные затраты
aстр = 30 (%)
- доля стоимости общестроительных работ в общей стоимости котельной;
aоб = 52 (%)
- доля стоимости оборудования с монтажом в общей стоимости котельной, выбираем
из таблицы;
Годовые затраты на текущий ремонт определяются по формуле:
Годовые затраты на заработную плату эксплуатационного персонала котельной
определяется по формуле:
, (5.1.18)
Згодср =1800 (у.е./год) - среднегодовая заработная
плата с отчислениями в фонд социального страхования;
Численность персонала котельной Ч определяется по формуле:
, (5.119)
Кшт = 0,25 - ориентировочный штатный коэффициент (чел/МВт)
определяется по таблице.
Прочие суммарные расходы определяются по формуле
Годовые эксплуатационные расходы котельной определяются по формуле:
Sкот= Sт+ Sэ+ Sв+ Sам+ Sт.р+ Sз.п+ Sпр (5.1.21)
S1кот= 1,38·106+1,6·105+6,2·104+5,28·105+1,1·105+1,04·105+2,2·105
= 2,56·106;
S2кот= 1,89·106+6,2·104+5,86·105+1,17·105+1,04·105+2,4·105
= 3,1·106;
Рентабельность капиталовложений определяется по формуле:
, где (5.1.24)
Цq = 6,5 (у.е../ГДж).- средний тариф на
теплоэнергию по энергосистеме:
Тогда:
Рк= (%).
Приведенные затраты на 1(ГДж) отпущенной теплоты определяется по формуле
:
, где (5.1.25)
Ен - нормативный коэффициент эффективности, принимается равным
0,12
Чистая дисконтированная стоимость определяется по формуле:
, где (5.1.26)
, Цк=
, (5.1.27)
П=0,15 - норма прибыли:
Расчёт NPV сводим в таблицу 5.1.2
Таблица 5.1.2 Расчёт NPV
|
Годы
|
CF
|
|
|
|
1
|
5,5·105
|
5·105
|
Ставка дисконто
|
|
2
|
5,5·105
|
454545,5
|
|
|
3
|
5,5·105
|
413223,14
|
0,1
|
|
4
|
5,5·105
|
375657,4
|
Капиталовложения
|
|
5
|
5,5·105
|
341506,73
|
1,2·106
|
|
6
|
5,5·105
|
310460,7
|
|
|
7
|
5,5·105
|
282236,9
|
|
|
8
|
5,5·105
|
256579,1
|
|
|
|
|
NPV
|
|
Сумма
|
|
2290124,67
|
1090124,67
|
5.2
Организация ремонтных
работ
Эксплуатация и ремонт котлов и вспомогательного оборудования должны
отвечать "Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и
водогрейных котлов, трубопроводов пара и горячей воды".
Основной целью организации ремонтного хозяйства является своевременное и
качественное проведение ремонта.
Организация ремонтных работ предусматривает:
- Доведение до всех бригад календарного графика ремонта каждой
включённой в месячный график единицы оборудования и участка сет;
- Ознакомление с, предшествующим ремонту, состоянием
оборудования по карте ремонта, по картам ремонта и по ведомостям;
- Согласование конкретной даты и времени остановки в ремонт
каждой подлежащей ремонту единицы оборудования или участка сети. При этом
комплектующее электрооборудование ремонтируется одновременно с технологическим
оборудованием, и сроки отдельных этапов ремонта согласовываются с мастером
ремонтного участка, производящего ремонт технологического оборудования. Все
электрические сети, питающие энергетическое оборудование, ремонтируются
одновременно с ремонтом участка сети, к которому они относятся;
- Комплектование резервного оборудования для производства
обменного ремонта. В достаточно развитом и хорошо поставленном энергетическом
хозяйстве капитальный ремонт оборудования не должен вызывать длительных
простоев, связанных с ним технологических агрегатов и установок. Это
достигается применением системы обменного ремонта, то есть путём замены
выводимой в ремонт машины другой, той же или взаимозаменяемой модели и
мощности, из состава складского резерва. Такая замена по календарному графику
планово-предупредительных ремонтов готовится заблаговременно, проверяется,
доставляется на рабочее место в подготовленном виде. Для материального
стимулирования рабочей бригады за подготовку и осуществление беспростойного
ремонта полагается до 10% нормы простойного времени на капитальный ремонт,
приведённой для каждого вида оборудования. Плановый ремонт снятого при обменном
ремонте оборудования производится в счёт того же плана ремонта, после чего
оборудование передаётся на резервный склад. В картах ремонта той или иной
единицы оборудования делается отметка о произведённом передвижении;
- Разработку этапов и графика последовательно-узлового ремонта;
- Комплектование узлов для узлового или последовательно-узлового
ремонта;
- Разработку сетевого графика капитального ремонта оборудования
с особо большой трудоёмкостью ремонта, и для оборудования лимитирующего
производство;
- Проверку соответствия состава ремонтных бригад (качественного
и профессионального) заданным объёмам и характеру предстоящих ремонтных работ;
- Разработку и согласование календарного плана привлечения
недостающих в составе бригады специалистов-ремонтников;
- Согласование обеспечения ремонтных бригад необходимыми
подъёмно-транспортными средствами.
Помимо указанного к организационной подготовке относится также
диспетчеризация проводимых работ и контроль за ходом их выполнения.
Продолжительность ремонтного цикла для котлов определяется в зависимости
от сезонности работы котлоагрегата и от вида используемого топлива, а для
вспомогательного оборудования - в зависимости от его функций в системе
котлоагрегата.
Численность персонала для проведения капитального ремонта оборудования
производится по формуле:
(5.2.1)
Ткр - трудоёмкость капитального ремонта;
tпр - время простоя оборудования,
находящегося в капитальном ремонте;
tф - дневной фонд рабочего времени.
Одним из современных методов планирования и управления, основанных на
использовании математических моделей и электронно-вычислительных машин,
является система сетевого планирования и управления.
Каждая система имеет одно начальное и одно конечное событие, вследствие
чего оно определяется однозначно, при помощи кода, образуемого из номеров
событий. Код работы состоит из номера начального события работы и её конечного
события. Обозначим рассматриваемое событие через i, последующее через j, а последующее через h.
В соответствии с этим работы обозначаются h-i; i-h; j-k, а их продолжительности - t(h-I);t(I-j);t(j-k).
Ранний срок совершения события определяется самым продолжительным из них,
то есть
(5.2.2)
Поздний срок совершения события определяется :
, где (5.2.3)
-- поздний срок свершения последующего события j;
ti-j
- продолжительность работы.
Поскольку каждое событие является моментом окончания всех предшествующих
работ и открывает возможность начать последующие работы, то очевидно, что
ранний срок свершения данного события является одновременно и наиболее ранним
возможным сроком начала (так называемым ранним началом) tрнi-j всех работ, выходящих из этого события, то есть tрнi-j = tрi.
(5.2.4)
Аналогично поздний срок свершения события tni является наиболее поздним допустимым
сроком окончания (так называемым поздним окончанием) tnoh-I всех работ, входящих в него, то есть tnoh-I=tni, и для данной работы (I-j) поздний срок
окончания tпоi-j=tnj.
Наиболее позднее начало любой работы:
(5.2.5)
Таким образом, на сетевом графике при четырёхсекторном методе рассчёта
всегда указаны ранне начало и позднее окончание всех работ.
Величина полного резерва определяется так:
(5.2.6)
На рисунке 5.2.1 приведён исходный сетевой график капитального ремонта
котла, построенный по данным карты-определителя работ (таблица 5.2.1), а на
рисунке 5.2.2 приведён сетевой график, оптимизированный во времени. На графике
численность рабочих, занятых на данной работе, указана числом в кружке над
стрелкой, а трудоёмкость работы определяется умножением её продолжительности на
количество рабочих.
Предполагается необходимость сокращения длительности простоя котла на
двое суток за счёт использования имеющихся в графике резервов. Это достигается
сокращением длительности работ "ремонт топки", лежащей на критическом
пути. Для этого один рабочий соответствующей квалификации с работы "ремонт
арматуры" переводится на работу "ремонт топки" на 15 дней. В
результате произойдут изменения продолжительности работ. Эти изменения отражены
на оптимизированном графике.
По сетевому графику строим линейный график (рисунок 5.2.3) и график движения
рабочей силы (рисунок 5.2.4). Эти графики позволяют анализировать сетевую
модель с точки зрения равномерности использования рабочей силы.
Таблица. 5.2.1
|
№ п/п
|
Наименование работы
|
Продолжительность работы
|
Количество занятых
работников
|
|
1
|
Предварительная промывка и
расшлаковка котла
|
2
|
10
|
|
2
|
Отглушка котла по газу
|
1
|
5
|
|
3
|
Опрессовка котла по воде и
по воздуху
|
0,5
|
2
|
|
4
|
Отглушка котла по воде и
дренажам
|
1
|
2
|
|
5
|
Промывка поверхностей
нагрева
|
10
|
5
|
|
6
|
Вскрытие люков, установка
лесов, дефектоскопия топки и конвективных пучков и их ремонт
|
25
|
8
|
|
7
|
Ремонт запорной и
регулирующей арматуры
|
20
|
6
|
|
8
|
Ремонт горелок и газовой
аппаратуры
|
14
|
7
|
|
9
|
Ремонт котла и
вспомогательных механизмов
|
5
|
4
|
|
10
|
Ремонт газоходов котла
|
2
|
3
|
|
11
|
Ремонт дробеочистки котла
|
4
|
4
|
|
12
|
Ремонт дутьевых
вентиляторов и вспомогательного оборудования
|
14
|
20
|
|
13
|
Ремонт дымососа
|
7
|
5
|
|
14
|
Ремонт обмуровки и
гарнитуры котла
|
7
|
5
|
|
15
|
Гидравлическое испытание
котла
|
1
|
6
|
|
16
|
Ремонт электрофильтров
|
14
|
7
|
|
17
|
Устранение дефектов и
подготовка котла к растопке
|
2
|
6
|
|
18
|
1
|
3
|
Рисунок 5.2.1- Исходный сетевой график ремонта котла.
Рисунок 5.2.2 -Сетевой график ремонта котла оптимизированный во времени.
Рисунок 5.2.3 - Линейный график.
Рисунок 5.2.4 - График движения рабочей силы.
6. Охрана труда
.1 Производственная санитария и техника безопасности
.1.1 Краткая характеристика объекта
В данном проекте рассматривается теплоснабжение административного центра,
а именно жилого посёлка.
Источником отопления и горячего водоснабжения для жилого посёлка служит
котельная. Газовое хозяйство представлено газораспределительным пунктом (ГРП) ,
питающим как котельную, так и жилой посёлок.
На котельной установлены:
· три водогрейных котла ТГ -3- 95 производительностью 3т/час.
· три водогрейных котла типа "Факел"
производительностью 1т/час,
В данном проекте топливом будет природный газ общезаводского газопровода
(Qнр= 33655,4 МДж).
.1.2 Требования к плану котельной по условиям размещения и
функционирования
План котельной Свислочской котельной был разработан с учётом
аэроклиматических характеристик и рельефа местности, условий прямого солнечного
облучения и естественного проветривания, удобства водоснабжения, возможности
перспективного расширения котельной. Также были учтены: удобства подвода ЛЭП,
кабельных и трубопроводных трасс, условий рассеивания в атмосфере
производственных выбросов и условий туманообразования.
Рядом с основной территорией предусмотрено место для строительно -
монтажного полигона, на котором выполняют сборку железобетонных и стальных
конструкций зданий.
Котельная и отдельные здания и сооружения с технологическими процессами,
являются источниками выделения в окружающую среду вредных веществ, шума,
вибрации .Котельная и ее отдельные здания
и сооружения размещены с подветренной стороны для ветров преобладающего
направления по отношению к жилой застройке в связи с рассеиванием в атмосфере
вредных веществ, содержащихся в выбросах.
В соответствии с ГОСТ 12.1.005 - 88 ССБТ "Общие санитарно -
гигиенические требования к воздуху рабочей зоны" отдельные здания и
сооружения котельной
размещены на
промплощадке таким образом, чтобы в местах организованного и неорганизованного
воздухозабора системами вентиляции и кондиционирования воздуха содержание
вредных веществ в наружном воздухе не превышало 30% ПДК для рабочей зоны
производственных помещений.
Исходя из категории производства по взрывной, взрывопожарной и пожарной
опасности в соответствии с НПБ 5 - 2000 и степени огнестойкости зданий и
помещений, определяемой из СНБ 2.02.01 - 98, а также для обеспечения
необходимой освещённости и чистоты воздуха предусмотрены противопожарные и
санитарные разрывы. В соответствии с этими требованиями вокруг котельной размещаем дорогу.
.1.3 Требования охраны труда к планировке котельной, её основным производственным
помещениям, тепловому оборудованию
Согласно СНиП 2.09.02 - 85 принимаем закрытую компоновку котельной в зависимости от погодных и
климатических условий. Здание выполняем в сборном железобетонном каркасе.
Согласно СН и П II - 89 - 80 часть
большей стены
котельной (45% площади)
выполняем остеклённой, а оконные переплёты металлическими.
Элементы котла, местоположение лестничных площадок, размещение
оборудования, размеры проходов определяем с учётом условий ремонта, монтажа и
обслуживания, изложенных в "Сборнике правил и руководящих материалов по
котлонадзору". Топки котлов, обращённые к окнам котельной, располагаем по прямой линии.
Расстояние от котлов до окон составляет 3м.. В котельной имеется выход с каждого этажа.
Выходы наружу расположены в противоположных концах здания. Между оборудованием
оставляем достаточно широкие проходы, предусматриваем ремонтные и монтажные
площадки и проёмы, грузоподъёмные механизмы.. Основные площадки обслуживания
располагаем на одинаковых отметках. Обеспечиваем компактность размещения
оборудования. Тяжёлое оборудование располагаем на 0 - ой отметке. Лестничные
марши, края полов и перекрытий оборудуем поручнями.
Состояние воздушной среды в рабочей зоне выбираем в соответствии с
требованиями СанПиН 9 - 80 РБ 98 "Гигиенические требования к микроклимату
производственных помещений" и в соответствии с ГОСТ 12.1.005 - 88.
Требуемые метеорологические условия в рабочей зоне достигаются созданием
хорошей тепловой изоляции горячих поверхностей котлов и теплоиспользующего
оборудования, экранирования источников теплового излучения, вентилированием
помещения, кондиционированием воздуха. Содержание вредных веществ в воздухе
рабочей зоны не превышает ПДК. На случай кратковременных работ в чрезвычайных
ситуациях (аварии и т.п.), когда невозможно уменьшить вредные выделения до
допустимых уровней, используем средства индивидуальной защиты: респираторы,
противогазы, кислородные приборы.
Для обеспечения нормальных условий работы все производственные,
вспомогательные и бытовые помещения котельной, а также проходы, переходы, проезды оборудуем достаточным освещением -
естественным и искусственным в соответствии со СНБ 2.04.05 - 98
"Естественное и искусственное освещение".
Для естественного освещения в помещениях, в которых постоянно или длительное
время находятся работающие, предусматриваем световые проёмы в наружных
ограждающих конструкциях. Естественное освещение боковое, верхнее и
комбинированное, в зависимости от отметки обслуживания оборудования.
Таблица 6.1.3.1 Рабочее искусственное освещение рабочих мест и помещений.
|
№
|
Объект
|
Освещённость
|
|
1
|
Помещение для обслуживания
котлов, площадки и лестницы котла, проходы за котлами, помещение дымососов и
вентиляторов, помещение химводоочистки и деаэрации, топливоподачи и
вентиляционного оборудования, помещение насосов, тепловой пункт, галереи и
тоннели теплофикационных водопроводов
|
100
|
|
2
|
Светлые шкалы измерительных
приборов большого размера
|
360
|
|
3
|
Тёмные шкалы измерительных
приборов большого размера
|
400
|
|
4
|
Шкалы измерительных
приборов малых размеров
|
750
|
Для освещения этих помещений в нерабочее время предусматриваем дежурное
освещение. Для возможности работы при аварийном отключении рабочего освещения
предусматриваем аварийное освещение. Предусматриваем охранное освещение вдоль
границ территории. Для обеспечения искусственного освещения применяются:
при общем освещении - светильники , размещенные в верхней зоне помещения
(равномерно или применительно к расположению оборудования).
при местном освещении - светильники , размещенные на рабочем месте.
Выбор системы освещения регламентирован СНБ 2.04.05 - 98
"Естественное и искусственное освещение".
Для питания светильников общего освещения выбираем напряжение 220В.
Светильники местного стационарного освещения и ручные светильники с лампами
накаливания устанавливаем в помещениях, приведенных в табл. 6.1.3.2
Таблица 6.1.3.2 Характеристика светильников , устанавливаемых в
помещениях.
|
№
|
Тип помещения
|
Напряжение U,
В
|
|
Светильники стационарного
освещения
|
|
|
1
|
без повышенной опасности
|
220
|
|
2
|
с повышенной опасностью
|
42
|
|
Ручные светильники
|
|
|
1
|
без повышенной опасности
|
220
|
|
2
|
с повышенной опасностью
|
42
|
|
3
|
с очень неблагоприятными
условиями
|
12
|
Наименьшая освещенность рабочих поверхностей , создаваемая при освещении
безопасности принимается равной 5% освещенности , нормируемой для рабочего
освещения при системе общего освещения и составляет 10 люкс . Наименьшая
освещенность на полу основных проходов и ступенек лестниц при эвакуационном
освещении - 0,5люкс.
Работа котлов, вентиляторов, дымососов, компрессоров сопровождается шумом
и вибрацией на станции. Шум на станции постоянный. Устранение вредного
воздействия шума на человека достигаем за счёт применения технических средств
борьбы с шумом. Также устранение вредного воздействия шума на человека
достигаем с помощью строительно - акустических мероприятий, дистанционным
управлением шумным оборудованием, организационными мероприятиями (выбор
рационального режима труда, сокращение времени нахождения в шумных условиях,
применение средств индивидуальной защиты) в соответствии с СН - 9 - 86 РБ 98
"Шум на рабочих местах" и ГОСТ 12.1 003 - 83 ССБТ "Шум. Общие
требования безопасности".
Для обеспечения безопасной эксплуатации, возможности осмотра, очистки,
промывки и ремонта экранные поверхности нагрева, барабан, перепускные водопроводы,
коллекторы, пароперегреватели и экономайзеры котлов, работающие под давлением,
проектируем в соответствии с "Правилами устройства и безопасной
эксплуатации сосудов, работающих под давлением". Гидравлическую схему
обогреваемых поверхностей, находящихся под давлением, обеспечивающую охлаждение
стенок во всех эксплутационных режимах, проектируем в соответствии с
"Нормами расчёта элементов водогрейных котлов
на прочность".
Горелочные устройства оборудуем дистанционными запальными устройствами.
Все горелки обеспечиваем устройствами прекращения подачи топлива и воздуха.
Снабжаем их автоматическими устройствами, исключающими возможность повторного
включения подачи топлива без предварительной продувки горелки. Воздушный тракт
от воздухоподогревателя до горелок имеет возможность вентиляции продувкой в
топку.
Все элементы котла, имеющие наружную температуру 450С и более,
покрываем тепловой изоляцией в местах, доступных персоналу.
Топочную камеру и газоходы котлов оборудуем люками и лазами для
наблюдения за работой топки, осмотра и ремонта поверхностей нагрева. Люки и
лазы проектируем так, чтобы они исключали возможность открытия и выброса
дымовых газов и пламени при повышении внутреннего давления. В барабане котла
имеются лазы овальной формы с размерами в свету 325 - 400 мм, и газоходы -
прямоугольной формы 400 - 500 мм. Диаметр люков - 80 мм. Каркасы топок и их
внешние элементы в обмуровке рассчитываем на внутреннее давление, превышающее
на 3 кПа расчётное.
В верхней части топки, в газоходах экономайзера и золоуловителя
устанавливаем по два импульсных взрывных клапана. Отвод газа от клапана при его
срабатывании проектируем так, чтобы исключить возможность травмирования
персонала.
Котлы размещены в ряд по прямой линии. Расстояние от фронта котлов до
противоположной стены котельной составляет 2м. Расстояние от выступающих частей
горелок до противоположной стены - 1м. Расстояние между фронтами котлов - 4м.
Расстояние между горелками - 2м. Расстояние от пола до низа площадок
обслуживания и коммуникаций в местах проходов под ними - 2м .Ширина проходов
между котлами ,между котлом и стеной помещения - 1м,ширина прохода между
отдельными выступающими частями котлов, а также между этими частями и
выступающими частями здания, колоннами, лестницами, рабочими площадками - 0,7м.
Каждый котёл комплектуется КИП - указателями по температуре, давлению,
расходу воды, положению уровня воды в барабане котла, по дающими звуковой и
световой сигнал при отклонении параметров от допустимых пределов. Также котёл
оборудуем устройством автоматического прекращения подачи топлива при снижении
уровня воды ниже допустимого. Паровой тракт котла оборудуем предохранительными
клапанами, устанавливаемыми за пароперегревателями.
Элементы трубопровода соединяются сваркой. Все трубопроводы защищаем от воздействия
коррозии. Горизонтальные участки выполняем с уклоном 0.005 с устройством
дренажа.
В здании ХВО котельной располагается
следующее основное оборудование:
- насос раствора поваренной соли,
- насос шламовых вод АР-60м,
дренажный насос АР-60м,
насос-дозатор раствора коагулянта НД-63/16,
насос раствора коагулянта "1.5Х-6Е",
насос-дозатор известкового молока НД-160/25,
подкачивающий насос известковой воды "3К-6",
насос известкового молока СОТ-30м,
насос раствора фосфата "1.5К-6",
насос исходной воды "3К-6",
натрий- катионитовые фильтры I ст.,
мерник раствора фосфата,
механический фильтр,
механический фильтр однопоточный,
В системе водоподготовки используются некоторые химреагенты вредные для
здоровья человека, поэтому при проектировании уделяем особое внимание к выбору
места их расположения на территории котельной.
.1.4 Требования к размещению тепловых сетей
Проект прокладки трубопроводов разработан согласно СНиП II.36-73 "Тепловые сети. Нормы
проектирования".
При надземной открытой прокладке трубопроводов выполняется совместная
прокладка трубопроводов всех категорий с технологическими трубопроводами
разного назначения, за исключением случаев, когда такая прокладка противоречит
другим правилам безопасности.
Камеры обслуживания подземных трубопроводов снабжены двумя люками с
лестницами или скобами.
Горизонтальные участки трубопровода имеют уклон 0,002. Арматура
установлена в местах, удобных для обслуживания и ремонта. Установленная
чугунная арматура защищена от напряжениий изгиба.
Каждый участок трубопровода между неподвижными опорами рассчитан на
компенсацию тепловых удлинений, которая осуществляется путем установки
компенсаторов.
Несущие конструкции трубопровода, его опоры и подвески (за исключением
пружин) рассчитаны на вертикальную нагрузку от веса трубопровода, наполненного
водой и покрытого изоляцией, и на усилия, возникающие от теплового расширения
трубопровода.
В нижних точках каждого отключаемого задвижками участка трубопровода
предусмотрены спускные штуцера, снабженные запорной арматурой, для опорожнения
трубопровода. Для отвода воздуха в верхних точках трубопровода установлены
воздушники. Нижние концевые точки паропроводов и нижние точки их изгибов
снабжены устройствами для продувки.
Предохранительные устройства рассчитаны так, чтобы давление в защищаемом
элементе не превышало расчетное более чем на 10%, а при расчетном давлении до
0,5 Мпа не более чем на 0,05 Мпа.
При рабочем давлении до 2,5 Мпа выбираем манометры имеющие класс точности
не ниже 2,5. На шкале манометра нанесена красная черта, указывающая допустимое
давление.
Манометры устанавливаются так, чтобы их шкалы были отчетливо видны
обслуживающему персоналу.
.2 Пожарная безопасность
В соответствии с НПБ 5 - 2000 "Категорирование помещений, зданий и
наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности" помещения котельной относятся к различным категориям по
пожарной опасности (табл. 6.2.1).
Таблица 6.2.1 Степень огнестойкости зданий и сооружений , категории
помещений по взрывопожарной и пожарной опасности.
|
№
|
Тип помещения, здания
|
Категория помещения по
взрывопожарной и пожарной опасности
|
Степень огнестойкости
|
|
1
|
Котельный зал, помещение
дымососов и вентиляторов
|
Г l
|
II
|
|
2
|
Помещение водоподготовки
|
Д
|
III
|
|
3
|
Помещение щитов управления
|
Д
|
II
|
|
4
|
Трансформаторная подстанция
|
В
|
II
|
|
5
|
приёмно - сливные
устройства и насосная станция
|
В
|
II
|