рефераты, курсовые

Опубликовать

Продать работу

Разработка и строительство котельной

Категория: Строительство
Тип: Диплом
Размер: 1416кб.
скачать
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 (tр. о. =-23°C;); при средней температуре наружного воздуха за отопительный период; при температуре наружного воздуха +8°C; в летний период.
Расчет ведем в таблице 1.3. по формулам:
- тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт
QОВ=QРОВ*(tвн-tн)/(tвн-tр.о.)
- тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период, МВт
QЛГВ=QРГВ*(tг-tхл)/(tг-tхз)*b
где: QРОВ- расчетная зимняя тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования системы отопления. Принимаем по табл. 1.2.
tВН - внутренняя температура воздуха в отапливаемом помещении, tВН =18°С
QРГВ - расчетная зимняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение ( табл. 1.2);
tн- текущая температура наружного воздуха ,°С;
tр.о.- расчетно отопительная температура наружного воздуха,
tг- температура горячей водя в системе горячего водоснабжения,tг=65°С
tхл , tхз - температура холодной воды летом и зимой,tхл =15°С,tхз =5°С;
b - поправочный коэффициент на летний период, b=0,85
Таблица 1.2
Тепловые нагрузки
Вид тепловой
Расход тепловой нагрузки, 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
tр.о=-23 °С
tсро.п.=-1,8°С
tр.о=8°С
Летний
1.
Отопление и вентиляция
QОВ
15,86
7,66
3,87
-
2.
Горячее водоснабжение
QГВ
1,36
1,36
1,36
0,963
3.
Итого
QОВ+ГВ
17,22
9,02
5,23
0,963
4.
Технология
QТЕХ
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
tн
°C
-24
-10
-
-
I
02
Температура воздуха внутри отапливаемых зданий
tвн
°C
18
18
18
18
03
Максимальная температура прямой сетевой воды
t1макс
°C
150
-
-
-
04
Минимальная температура прямой сетевой воды в точке излома температурного графика
t1.изл
°C
-
-
70
-
05
Максимальная температура обратной сетевой воды
t2макс
°C
70
-
-
-
06
Температура деаэрированной воды после деаэратора
Tд
°C
104,8
104,8
104,8
104,8
07
Энтальпия деаэрированной воды
iд
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
TЗ
°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
qсист
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
tпр
°C
40
40
40
40
33
Температура конденсата от блока подогревателей сетевой воды
tкб
°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
tкп
°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
dвып
т/т
0,002
0,002
0,002
0,002
Принимается по рекомендациям ЦКТИ
39
Коэффициент собственных нужд химводоочистки
Кснхво
-
1,2
1,2
1,2
1,2
40
Коэффициент внутрикотельных потерь пара
Кпот
-
0,02
0,02
0,02
0,02
Принимается
41
Расчетный отпуск тепла из котельной на отопление и вентиляцию
Qмаксов
МВт
15,86
-
-
-
Табл. 1.2.
42
Расчетный отпуск тепла на горячее водоснабжение за сутки наибольшего водопотребления
Qсргв
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%)
Gпотр
=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
На один агрегат
На все агрегаты
1
2
3
4
5
6
7
1
10
Термометр сопротивления платиновый одинарный. Монтажная длина 800мм. Материал защитной арматуры  ст.0Х13
Термометр
ТСП-5071 1320-80
-
2
2
4
Луцкий приборостроит. завод
Поставляется комплект
2
8
Тягонапорометр дифференциальный жидкостный на две точки измерения: шкала 0¸250 кгс/м2
ТЖД-2-   -250
1
2
Голынский з-д “ стеклоприбор ”
3
9,10,11
Тягонапорометр дифференциальный жидкостный на одну точку измерения: шкала (0¸160 кгс/м2) (0-1600 Па)
ТЖД-1-   -160
1
2
Голынский з-д “ стеклоприбор ”
4
12
Тягонапоромер дифференциальный жидкостный на одну точку измерения шкала (0¸160 кгс/м2) (0-1600 Па)
ТЖД-1-   -160
4
8
Голынский з-д “ стеклоприбор ”
5
24
Манометр
ОБМ1-160х25
1
2
Томский манометр. завод
1
2
3
4
5
6
7
6
14
Манометр электроконтактный шкала 0¸16 кгс/м2
ЭКМ–IУх16
1
2
- “ -
7
28
Дифманометр-расходомер сильфонный самопишущий с дополнительной записью давления. Шкала 0¸32 т/ч
ДСС-732Н
1
2
Завод “Теплоконтроль” г. Казань
8
29
Диафрагма камерная с одной парой отборов Двн=207мм
Конденсационный сосуд (комплектно с запорной арматурой) ГОСТ 14318-73
ДК16-200-П-а/б-5
2
1
2
2
4
- “ -
- “ -
9
18
19
Реле искробезопасного контроля сопротивления с электродом типа ДУ. Питание – 220в.
ИКС-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 90o №1-1o-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

Пускатель магнитный 220в. регулирование топлива
ПМЕ-111
2
Завод “Ильмарене” г.Таллин
16

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:
Sb=(Q/mk)*q, H [кгс]
где  Sb - допустимое усилие в ветви стропа, H [кгс]
Q - вес поднимаемого груза, кг
m - число ветвей стропов, шт.
k - коэффициент запаса прочности каната
Производится расчет стропов для разгрузки труб диаметром З00 мм, общая длина труб 36м, масса труб составит 1944кг.
Принимаем общий вес поднимаемого груза 2000 кг, тогда  m =4, k=6
Sb=(2000/4*6)*10=83 Н
При наклонном положении стропа его грузоподъемность снижается, так как с увеличением угла наклона стропа увеличивается усилие в поднимаемом элементе. В этом случае усилие каждой ветви стропа определяется по формуле
S=1/cos(x)*Q/m=(K*Q/M)*g
где K - коэффициент,зависящий от угла наклона стропа
K=2,0 при угле наклона стропа   x=60°
S=(2.0*2000/4)*10=10000 Н
Длину ветви стропа определяем по формуле:
C=
где   h - высота треугольника; определяемого ветвями стропа, м
b- расстояние между точками крепления стропа по диагонали, м
Разрывное усилие стропа 10000 Н при угле 600 с учетом этого значения по ГОСТу 3071-80 устанавливаем, что диамерт стропа ЛКЗ 21 мм, а площадь сечения 161,13 мм2
Безаварийный подьем груза, длиной 36м и массой 1944 кг стропом может служить 4х ветьевой канат типа ЛКЗ с d=21мм и F=121.13 мм2

7. ОРГАНИЗАЦИЯ, ПЛАНИРОВАНИЕЯ И УПРАВЛЕНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВОМ
Задачей организации строительного производства является обеспечение строительства объекта в оптимальные сроки при высоком качестве работ и минимальных затратах труда, материальных ресурсах и денежных средств.
Научная организация производства базируется на системе действующих ЕНиРов, СНИПов, в составе которых важную роль играют производственные нормы, сметные нормы, нормы продолжительности строительства, нормы заделов, позволяющие обоснованно концентрировать ресурсы, правильно планировать объемы работ,производительность труда, обеспечивать ускорение вводов в действие объектов.
7.1. МОНТАЖ КОТЛОАГРЕГАТОВ
Монтаж котельных агрегатов и вспомогательного оборудования производится в настоящее время, как правило,укрупненными блоками. Блочный монтаж позволяет в значительной степени снизить стоимость монтажа,трудоемкость монтажных работ, уменьшить количество монтажных лесов и подмостей, повысить безопасность производства.
При доставке оборудования блоками снижаются транспортные расходы, при этом сокращается продолжительность простоя транстпортных механизмов.
Монтаж котлоагрегата начинается с устройства под него фундамента (из бетона). Далее производится установка и выверка каркасных конструкций, затем устанавливаются барабаны и блоки поверхностей нагрева (радиационные блоки, блоки пароперегревателя, блоки экономайзера, блоки воздухонагревателя). При монтаже котлов,экономайзеров разрешается применять все промышленные виды сварки.
После этого производятся гидравлические испытания, монтаж лестниц и площадок,воздуховодов. В конце производятся щелочение смонтированной системы и обмуровка котлоагрегата шамотным кирпичом.
7.2. УСЛОВИЯ НАЧАЛА ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ
К началу работ по монтажу теплотехнического оборудования котельной должны быть произведены следующие подготовительные работы:
- разработка и утверждение ППР;
- подготовлены склады и площадки для сборки блоков оборудования и подготовка его к установке;
- сооружены подъездные пути;
- подготовлены временные здания и сооружения,необходимые для монтажных работ;
- проложены временные водо- и энергосети;
- смонтировано электроосвещение зон сборки блоков и производства монтажных работ;
- выполнены строительные работы по ППР;
- выполнены требования ТБ, охраны труда;
- заготовлены трубные узлы, металлоконструкции;
- выполнено оснащение монтажной организацией подъемно-транспортным оборудованием,монтажными механизмами,инвентарем;
Технологическое оборудование, проектно-сметная документация, техническая документация заводов-изготовителей, материалы, конструкции передаются заказчиком монтажной организации в порядке и в сроки, установленные действующими правилами о договорах по подряду на капитальное строительство и положением о взаимоотношениях организаций - генеральных подрядчиков с субподрядными организациями
7.3. ПРОИЗВОДСТВЕНАЯ КАЛЬКУЛЯЦИЯ ЗАТРАТ ТРУДА И ЗАРАБОТНОИ ПЛАТЫ
Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы составляется по сборникам ЕНиР на основании объемов работ по монтажу технологического котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов котельной. При составлении калькуляции учитываем поправочные коэффициенты, которые принимаются по вводным частям ЕНиР. Исходные данные и результаты расчета калькуляции приведены в табл.7.1.

Таблица 7.1
Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы
№ 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

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

8,4
5р-1, 3р-2,
2р-1
75
55-31
630
464-60
9
31-105
Монтаж конвективных поверхностей нагрева

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

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

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

3,4
6р-1, 3р-2,
4р-1
0,71
0-57,7
2,41
1-96
15
Е-31-58
Монтаж поворотных заслонок

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

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
3
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
3
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
3
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
3
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,   =0,38м32 (прил.5 м)
j- коэффициент использования,  =0.7
F=40*1.1*1.3*12/13*0.38*0.7=172 m2
Размеры склада под навесом: 11,4х15,1; способ хранения - в контейнерах.
7.5.2. РАСЧЕТ ВРЕМЕННЫХ ЗДАНИИ И СООРУЖЕНИЙ
Количество и номенклатура временных зданий и сооружений определяется в зависимости от объекта и характера строительно-монтажных работ, территориального расположения и местных условий строительства.
Площади административно бытовых помещений зависят от количества работающих на площадке. Количество рабочих берется по графику движения рабочих. Количество инженерно-технических работников и младшего обслуживающего персонала принимается от числа рабочих 10-12% для ИТР и служащих и 1,5-2% для  МОП. ИТ'Р - 2 чел,МОП - 1 чел.
Общая формула для расчета временных зданий и сооружений
Eвр.з.=Н*Рмах                                                                                               (7.3)
где Н - норма, в м2  на одного работающего, принимается по приложению 4
Рмах - максимальное количество работников в одну смену из календарного плана.
Результаты расчетов сводим в табл.7.4.

Таблица 7.4
Ведомость потребности временных зданий и сооружений
№№ пп
Наименование временных зданий и сооружений
Расч. к-во рабоч итр, моп
Значен показат на 1 рабоч. итр, моп
Расчетная площадь м2
Принятое здание
Принимаемая площадь м2
Кол-во зданий
тип
размер
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Прорабская
2
4
8
передвижное
6*2,7*2,6(4)
16,2
1
2
Гардеробная
16
0,42
6,72
419,08
6*2,7*2,6(4)
16,2
1
3
Умывальные
18
0,25
4,5
419,08
6*2,7*2,6(4)
16,2
1
4
Душевые
15
0,5
7,5
419,08
6*2,7*2,6(4)
16,2
1
5
Уборные
18
0,2
3,6
щитовой
0,8*1,2=0,96
0,96
2
6
Помещение для приема пищи
18
0,8
14,4
передвижное
9*2,7*2,6(4)
24,3
1

7.5.3. РАСЧЕТ ВРЕМЕННОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Потребность в воде определяется по трем группам потребителей: производственные нужды, хозяйственно питьевые нужды и расход на пожаротушение.
Секундный расход воды на производственные нужды определяется по формуле
                                                                                 (7.4)
где: Gпрсек- производственный расход каждого отдельного потребителя воды (литров-смену), получаемый как производственные нормы расхода воды на объем работ в смену (прил.7  м ), на компрессор qi=10000л/см=0,347л/с, на грузовик qi=300л/см
К1 - коэффициент сменной неравномерности потребления, принимается равным 1,5
Секундный расход воды на санитарно-бытовые нужды на стройплощадке определяется в л/с по формуле:
                                                                   (7.5)
где: N1 - количество рабочих в максимальную смену
К2 - коэффициент сменной неравномерности водопотребления, принимается равным 1,5
А1 - расход воды в литрах на одного рабочего, пользующегося умывальником, А1=15л/чел,А2=15л/чел - на хозяйственные нужды одним рабочим
t2- продолжительность работы душевой установки,принимается 45мин.
А3 – ЗО л - расход воды на одного человека,пользующимся душем
Расчетный расход на объекте
Gпр=1,5(10000+300)/8*3600=0,536 л/с
Gб=1,5*18(15+15)/8*3600+0,4*30*15/45*60=0,128 л/с
Расчетный расход на объекте определяется по формуле:
Gрасч=Gпож+0,5*1,2(Gпр+Gб)
Gрасч=10+0,5*1,2(0,536+0,128)=10,398
Диаметры труб водопроводной сети определяются по формуле:
dн=2(Qрасч*1000)/3,14*w
где w- скорость движения воды по трубам,принимается для временных водопроводов 1,5м/с
dн=2*10,398*1000/3,14*1,5=93 мм
Принимаем диаметр временного водопровода 108х4мм
7.5.4. РАСЧЁТ ВРЕМЕННОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Расчет мощности источников электроснабжения или трансформатора производится для случая максимального потребления электроэнергии одновременно всеми потребителями на стройплощадке по формуле:

где P - потребная мощность,кВ.А
1,1 - коэффициент.учитывающий потери мощности в сети
Рс - потребная мощность в кВт,принимается по приложению 7 м
Рт - потребная мощность в кВт на технологические нужды,принимается по приложению 7
Рв.о - потребная мощность в кВт для внутреннего освещения, определяется умножением удельной мощности на 1м2  площади помещения на общую освещаемую площадь согласно стройгенплану
Рн.о - потребная мощность в КВт для наружного освещения, удельные значения ее принимаются по приложению 7   м
К1234 - коэффициент спроса,зависящие от числа потребителей
4 - коэффициент мощности,зависящий от характера,количества и загрузки  потребителей силовой энергии
Результаты расчетов сводим в таблицу 7.6

Таблица 7.6
Расход электроэнергии для энергоснабжения строительной площадки
№№ 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
Ku коэффициент использования светового потока,принимаем 0,9
Kн- коэффициент неравномерности освещения,    =0,75
=6 прожекторов
тип лампы накаливания НГ-220-300
7.6. РАСЧЁТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
А. Планируемая продолжительность строительно-монтажных работ.
Определяем по календарному плану Т=57 дн
В. Трудоемкость работ: по калькуляции
Q=699.75 чел.дн
С. Зарплата рабочих по калькуляции (табл.7.2) с учетом переводного коэффициента с рублей 1984г. на гривны 1997г. =0,78
3=(4821-61руб)х0,78 =5171-60 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%
См= З/Зуд=3760-86/0,08=47010,7 руб
К. Среднедневная выработка  В = См/Q=47010,7/699.75=59-86 руб/чел.дн
Коэффициент использования рабочих
Киспмах*Т/Q=1.5*57/692.56=1.23
М. Месячная зарплата рабочих
Зм = 5-38*24=129-12=173-65 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
tн.изл
°C
tвн-0,354(tвн- tр.о.)
-
-
18-0,354* *(18+24)= =3,486
-
Р02
Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха
Ков
-
(tвн- t'н)/ (tвн- tр.о)
1
(18-(-10))/(18-(-23))=0,67
(18-0,486)/ /(18-(-24))= =0,354
-
Р03
Расчетный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию
Qов
МВт
Qмаксовов
15,86
15,86*0,67= 10,62
5,61
-
Р04
Значение коэффициента Ков в степени 0,8
К0.8ов
-
1
0,73
0,436
-
Р05
Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной
tI
°C
18+64,5* *К0.8ов+64,5*Ков
150 (см 03)
18+64,5*0,73+67,5*0,67= 110,3
70 (см 04)
70
Р06
Температура обратной сетевой воды
t2
°C
t1-80*Ков
70
56,7
54,7
42,7
Р07
Суммарный отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в зимних режимах
Qов+гв
МВт
Qов+ Qсргв
17,22
11,98
6,97
0,936
Р08
Расчетный расход сетевой воды в зимних режимах
Gсет
кг/с
Qов+гв*103/(t1-t2)*C
51.37
94.13
65.56
-
Р09
Отпуск теплоты на горячее водоснабжение в летнем режиме
Qлгв
МВт
-
-
-
0,963
Р10
Расчетный расход сетевой воды в летнем режиме
Gлсет
кг/ч
Qлгв*103/(t1-t2)*C
-
-
-
9,2
Р11
Объем сетевой воды в системе водоснабжения
Gсист
Т
qсис*Qдmax
519,53
519,53
519,53
519,53
Р12
Расход подпиточной воды на восполнение утечек в теплосети
Gут
кг/с
0,005*Gсист*1/3,60
0,72
0,72
0,72
0,72
Р13
Количество обратной сетевой воды
Gсет.обр.
кг/с
Gсет- Gут
21,24
92,21
60,08
7,64
Р14
Температура обратной сетевой воды перед сетевыми насосами
tз
°C
t2*Gсет.обр+Т*Gут/ Gсет
70,5
56,7
42,2
43,1
Р15
Расход пара на подогреватели сетевой воды
Дб
кг/с
Gсет*(t1-t3)/ (i2/4,19-tкб)* 0,98
7,14
9,13
2,93
0,48
Р16
Количество конденсата от подогревателей сетевой воды
Gб
кг/с
Дб
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
Дпотрбмаз
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
Gк
кг/с
Gб+ Gпотр
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
Gпр
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*Gпр
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- Дпр
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
Дпот
кг/с
0,02*Д
0,02*1212* 0,24
0,02*14,11=  0,28
0,02*7,91=  0,16
0,02*0,96=  0,02
Р23
Количество воды на выходе из деаэратора
Gд
кг/с
Д+ Gпр+ Пут
13,44
15,53
9,02
2,07
Р24
Выпар из деаэратора
Двып
кг/с
dвып*Gд
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
Gхво
кг/с
потр-Gпотр)+ +G'прпотвып +Gут
2,498
2,64
2,44
0,96
Р26
Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку
Gс.в
кг/с
Кс.н.хво*Gхво
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
Дс
кг/с
Gсв*(Т31)*С/(i2-i6)*0.98
0.13
0.13
0.12
0.024
Р28
Количество конденсата от подогревателей сырой воды, поступающей в деаэратор
Gс
кг/с
Дс
0,13
0,13
0,12
0,024
Р29
Суммарный вес потоков, поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)
GS
кг/с
Gк+Gхво+Gспрвып
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
Gк/ GS
0,8
0,82
0,68
0,4
Р31
Удельный расход пара на деаэратор
dд
кг/кг
Рис.11 [  ]
0,0525
0,052
0,056
0,0753
Р32
Абсолютный  расход пара на деаэратор
Д*g
кг/с
dд* GS
0.75
Р33
Расход пара на деаэратор питательной воды и для подогрева сырой воды
-
кг/с
gс)*
0,75+0,13=   0,88
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+(Дgс)
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
Дпот
кг/с
Д' * (Кпот/(1-Кпот))
0,26
0,3
0,17
0,023
Р36
Суммарная паровая нагрузка на котельную
Д*сум
кг/с
Д'+Дпот
13,26
15,36
8,76
1,153
Р37
Количество продувочной воды, поступающей в сепаратор непрерывной продувки
Gпр
кг/с
n/100*Dсум
0,61
0,71
0,42
0,055
Р38
Количество пара на выходе из сепаратора непрерывной продувки
Dпр
кг/с
Gпр*(i7*0,98-i8)/ (i3-i8)
0,091
0,104
0,06
0,008
Р39
Количество продувочной воды на выходе их сепаратора непрерывной продувки
G'пр
кг/с
Gпр-Dпр
0,519
0,606
0,36
0,047
Р40
Количество воды на питание котлов
Gпит
кг/с
Dсум+Gпр
13,87
16,07
9,18
1,208
Р41
Количество воды на выходе из деаэратора
Gg
кг/с
Gпит+Gут
14,59
17,157
9,90
1,93
Р42
Выпар из деаэратора
Dвып
кг/с
dвып*Gg
0,029
0,034
0,02
0,004
Р43
Количество умягченной воды, поступающее в деаэратор
Gхво
кг/с
(Dпотр-Gпотр)-G'пр+ Dпот+Dвып+Gут
2,72
2,48
0,98
Р44
Количество сырой воды, поступающей на химводоочистку
Gс.в
кг/с
Kс.н.хво*Gхво
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
Dc
кг/с
Gс.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
Gc
кг/с
Dc
0,068
0,14
0,12
0,02
Р47
Суммарный вес потоков поступающих в деаэратор (кроме греющего пара)
GS
кг/с
Gk+Gхво+Gc+Dпр-Dвып
13,9
16,04
9,78
1,96
Р48
Доля конденсата от подогревателей
кг/с
Gk/ GS
11,12/13,90=   0,797
13,11/16,04=   0,82
0,736
0,486
Р49
Удельный расход пара на деаэратор
dg
кг/кг
Рис.11
0,0525
0,052
0,056
0,0753
Р50
Абсолютный  расход пара на деаэратор
Dg
кг/с
dg* GS
0,765
0,835
0,55
0,15
Р51
Расход пара на деаэрацию питательной воды и подогрев сырой воды
-
кг/с
(Dg+Dc)
0,833
0,975
0,67
0,17
Р52
Паровая нагрузка на котельную без учета внутрикотельных потерь
Д1
кг/с
D+(Dg+Dc)
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
Dсум
кг/с
Д1+Dпот
13,21
15,385
8,75
1,153
Р54
Процент расхода пара на собственные нужды котельной (деаэрация подогрев сырой воды)
Кс.н.
%
gс)/Dсум*100
6,3
6,34
7,66
14,74
Р55
Количество работающих котлов
Nк.р.
Шт.
Dсум/Dкном
2
2
2
1
Р56
Процент загрузки работающих паровых котлов
Кзат
%
Dсум/Dкном*Nк.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)
Gсет.п.
кг/с
Gсет*(tmax1-t1)/       /(tmax1-t3)
0
40,22
49,52
7,03
Р58
Количество воды пропускаемое через подогреватели сетевой воды
Gсет.б.
кг/с
Gсет- Gсет.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
[t1max(i6-tк.б.с.)+ t3(i2-i6)]/(i2- tк.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/Gхво*(i8/c --tпр)
33,6
32,1
31,1
37,2
Р61
Температура умягченной воды поступающей в деаэратор из охладителя пара
Т5
°C
T4+Dвып/Gхво*(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.
Макси-мально – зимнего
Наиболее холодного месяца
летнего
Расход теплоты на производственные нужды, Гкал/ч.
Qт
Задан
4,2
4,2
4,2
Расход теплоты на нужды отопления и вентиляции, Гкал/ч.
Qо.в.
Задан
5,3
–––
–––
Расход воды на горячие водоснабжение, т/ч.
Gг.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:
tр.о.
СНиП
23-01-99
-54
-45
–––
   – при расчёте системы вентиляции:
tр.в.
-45
–––
–––
Возврат конденсата производственным потребителем, %
β
Задан
30
30
30
Энтальпия насыщенного пара давлением 0,8 Мпа, Гкал/т.
iп
Таблица водяных паров
0,6616
Энтальпия котловой воды, Гкал/т.
iкот
»
0,1719
Энтальпия питательной воды, Гкал/т.
iп.в.
»
0,1044
Энтальпия конденсата при          t = 80 оС, Гкал/т.
iк
»
0,08
Энтальпия конденсата с “пролётным” паром, Гкал/т.
i|к
»
0,1562
Температура конденсата возвращаемого из производства, оС
tк
Задана
80
Температура сырой воды, оС
tс.в.
СП 41-101-95
5
5
15
Продувка периодическая, %
ρпр
Принята
2
Потери воды в закрытой системе теплоснабжения, %
Кут.
Принят
2
Расход пара на собственные нужды котельной, %
Кс.н
Принят
5
Потери пара в котельной и у потребителя, %
Кпот.
Принят
2
Коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО.
Кхво
Принят
1,25
3. Расчёт тепловой схемы.
1. Расход пара на производство, т/ч:

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

tвн – внутренняя температура отапливаемых зданий, оС;
tн – текущая температура наружного воздуха, оС;
tр.о – расчётная температура наружного воздуха, оС.
3. Расход воды на подогреватель сетевой воды т/ч:

Qо.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;
Св – 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:            
Кут – 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:
                                                     
Gгв. – расход воды на горячие водоснабжение, т/ч.
10. Средняя температура воды в баке горячей воды, оС:
                                                     
tк – температура конденсата от производственного потребителя, оС;
tcв.– 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:
                                             
Кс.н. – расход пара на собственные нужды котельной, %.
14. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч,:
                                                     
15. Потери пара у потребителя, т/ч:
                                             
Кпот. – потери пара в котельной и у потребителя, %.
16. Расход воды на периодическую продувку, т/ч:
                                             
ρпр. – продувка периодическая, %.
17. Расход химически очищенной воды на деаэратор, т/ч:
                                             
18. Расход сырой воды на ХВО, т/ч:
                                             
Кхво – коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО.
19. Расход сырой воды, т/ч:
                                             
20. Средняя температура потоков воды, вошедших в деаэратор, оС:
                                             
iхов – 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.
Максимально – зимнего
Наиболее холодного месяца
летнего
1. Расход пара на производство, т/ч:
Dт
7,23
7,23
7,23
2. Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:
Ко.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:
Dп.с.в.
10,7
9,4
–––
7.     Расход подпиточной воды на восполнение утечек в системе теплоснабжения, т/ч:
Gут.
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:
Dп.г.в.
1
1
0,76
12. Расход пара внешними потребителями, т/ч:
Dвн
18,93
17,66
8
13. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:
Dс.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:
Dпот.
0,4
0,371
0,17
16. Расход воды на периодическую продувку, т/ч:
Gпер.пр.
0,4
0,371
0,17
17. Расход химически очищенной воды на деаэратор, т/ч:
Gхов
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:
Gс.в.
23,61
23,44
18,8
20. Средняя температура потоков воды, вошедших в деаэратор, оС:
tд
95
90,6
27,9
21. Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:
Dд
0,33
0,57
1,16
22. Действительная паропроизводительность котельной, т/ч:
Dк
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:


*  и  – расчётные температуры воды в подающем и обратном трубопроводе.
Расчёт графика центрального качественного регулирования сведён в таблицу №2.
Таблица №2
tн, 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,
 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 tн = +8 оС:
 Гкал/ч;
3. Максимальная тепловая нагрузка необходимая внешним потребителям при tн = +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,
 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 tн = +8 оС:
 т/ч;
3. Максимальная паровая нагрузка необходимая внешним потребителям при tн = +54 оС:
 т/ч;

Расчёт расхода топлива.

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

Dрасч. – максимальный часовой расход пара вырабатываемый котлом, кг/ч,
Dрасч = 19650 кг/ч.
Gпр. – максимальный часовой расход продувочной воды, кг/ч,
Gпр = Dрасч ·0,01·ρпр. = 19650·0,01·2 = 393 кг/ч
ρпр – процент на периодическую продувку, %,
Δi – разность энтальпий между питательной водой и вырабатываемым паром, ккал/кг:
ккал/кг.
iп – энтальпия насыщенного пара, ккал/кг,
iп.в. – энтальпия питательной воды, ккал/кг,
iпр. – энтальпия котловой воды, ккал/кг,
*  – низшая теплота сгорания топлива, ккал/м3,
ηк – 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:
                                            
Dп.с.в.– максимальный расход пара на подогреватель сетевой воды, кг/ч,
tвн – средняя внутренняя температура отапливаемых помещений, оС,
tн – расчетная температура наружного воздуха, оС,
tср.от – средняя температура наружного воздуха за отопительный период, оС,
nо – 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,
nг.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.
                 кг/год.
          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).
Dмакс – максимальный расход питательной воды, т/ч,
                                      
Dк – расход пара при номинальной нагрузке, т/ч,
Gп.р. – количество продувочной воды при номинальной нагрузке, т/ч,
                                       т/ч,
                                       т/ч.
Напор насоса, м. вод. ст.:
Рк – избыточное давление в котле, кгс/см2,
Рд – избыточное давление в деаэраторе, кгс/см2,
Нэ –сопротивление экономайзера по воде, м. вод. ст.,
Нг – 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.
                                           Gс.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:
                                            Gг.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: Gc.в.= 23,61 т/ч
                     Нс.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 Dсум=15,377 кг/с (табл.1.5 п.53), что позволяет использовать котлоагрегаты КЕ-25-14 с небольшой перегрузкой в один из режимов.
1.6.2. Подбор сетевых насосов
Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды . Расход сетевой воды принимаем из табл. 1.5 позиция .
GЗ СЕТ=93,13 кг/с = 338,87 т/ч
Необходимая производительность сетевых насосов, приведенная к плотности rВ=1000кг/м3, м/ч
GСН=GЗ СЕТ/rВ70=338,87/0,978=346,49
Напор сетевых насосов выбирается из условия преодоления гидравлического сопротивления теплотрассы при расчетном максимальном расходе воды, сопротивления котельной и соединительных трубопроводов с 10%-м запасом.
HC P=1,1 Н                                                                                        (1.2)
Иэ данных гидравлического расчета тепловой сети
Н = 0,7 МПа
Тогда
HC P=1,1*0,7=0,77 МПа
К установае принимаем блок сетевых насосов БСН-1801420, состоящий из 2-х насосов Д400/80, один из которых резервный, электродвигатель А02_82_2, N=100кВт, n=3000-1, Q=400м3/ч, H=0,65¸0,85 Мпа
1.6.3. Подбор питательных насосов
В котельных с паровыми котлами устанавливаются питательные насосы числом не менее двух с независимым приводом.
Питательные насосы подбирают по производительности и напору.
Производительность всей котельной, кг/с
QПИТ=1,1*DСУМ                                                                                                                                                      (1.3)
где DСУМ -суммарная паропроизводительность котельной
из табл.1.5 п.53: DСУМ=15,377 кг/с
QПИТ=1,1*15,377 = 16,91 кг/с=60,89 т/ч
Напор, который должны создавать питательные насосы для паровых котлоагрегатов, МПа
НПИТ=1,15*(Рбд)+НСЕТ                                                                                                                                (1.4)
где Рб - наибольшее возможное избыточное давление в котлоагрегате,
Рб =1,3 МПа
Рд - избыточное давление в деаэраторе ,Рд=0,12МПа
НСЕТ- соиротивление всасывающего и нагнетающего трубопроводов.
Принимаегл НСЕТ=0,15МПа
ННАС= 1,15(1,3-0,12)+0,15 = 1,51 МПа
Из табл. 15.3 [3] принимаем к установке 2 питательных насоса ПЭ-65-40, один из которых резервный: электродвигатель А2-92-2, подача 65 м3/ч напор  4,41 МПа, частота вращения 3000-1.
1.6.4. Подбор конденсатного насоса
Конденсатные насосы перекачивают конденсат из баков, куда он поступает с производства или из пароводяных подогревателей, в деаэратор.
Производительность конденсатного насоса, м3/ч(кг/с)
QК НАС=  К(табл.1.5. п.18)=13,11 кг/с=47,2 м3
Напор развиваемый конденсатным насосом, МПа
Нкон=2,3 Мпа
По табл. 15.6. [3] принимаем к установке 2 насоса Кс-50-55-1 один из которых резервный: электродвигатель 4А160М4, подача 50м3/ч,напор 5,5 МПа,частота вращения 1450-1.
1.6.5. Подбор подпиточных насосов
Для восполнения утечки воды из закрытых систем теплоснабжения устанавливают подпиточные насосы.
Подача подпиточного насоса принимается иэ табл.1.5
Gподп=0,72 кг/с=2,592 м3
Давление, создаваемое подпиточным насосом, должно обеспечить невскипание воды на выходе из котельной
Нпод=0,4 МПа
Пo табл.15.6. [3] принимаем к установке 2 подпиточных насоса Кс-12-50 один иэ которых резервный: электродвигатель 4А100 2, подача 12 м3/ч напор 0,5 МПа, частота вращения 2900 -1
1.6.6. Подбор деаэратора
В новых производственных и производственно-отопительных котельных с паровыми котлоагрегатами предусматривается установка атмосферных деаэраторов типа ДА.
Подбираем деаэратор по его производительности ,т/ч(кг/с)
GД=17,157 кг/с=61,76 т/ч (табл.1.5п. 41)
Принимаем к установке деаэратор DА-100( табл.   3 ):
производительность, т/ч   - 100
давление ,МПа      - 0,12
емкость деаэраторного бака.м3     - 25
поверхность охладителя
выпара, м2                - 8
1.7. Тепловой расчет котлоагрегата
Котел KЕ-25-14c предназначен для производства насыщенного пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Топочная камера котла шириной 272 мм полностью экранирована (степень экранирования Нл/ ст =0,8) трубами d=51х2,5мм. Трубы всех экранов приварены к верхним и нижним камерам d219x8мм. Топочная камера по глубине разделена на два объемных блока. Каждый из боковых экранов (правый и левый) переднего и заднего топочных блоков образует самостоятельный циркуляционный контур. Верхние камеры боковых экранов в целях увеличения проходного сечения на входе в пучок расположены ассиметрично отпосительно оси котла. Шаг труб боковых и фронтового экранов – 55 мм, шаг труб заднего экрана – 100 мм, трубы заднего экрана выделяют из топочного объма камеру догорания, на наклонном участке труб уложен слой огнеупорного кирпича толщиной 65мм. Объем топочной камеры -61,67 м3.
Для улучшения циркуляционных характеристик фронтового экрана на нем устанавливаются три рециркуляцинные трубы  d89х4мм. Площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева - 92,10м2.
Третьим блоком котла является блок конвективного пучка с двумя барабанами (верхним и нижним) внутренним диаметром 1000мм. Длина верхнего барабана 7000мм, нижнего – 5500мм. Толщина стенки барабана котла - 13мм, материал - сталь 16ГС. Ширина конвективного пучка по осям крайних труб 2320мм. В таком пучке отсутствуют пазухи для размещения пароперегревателя, что существенно улучшает омывание конвективного пучка.
Конвективный пучок выполнен из труб d51x2,5мм. Поперечный шаг в пучке составляет 110 мм, продольный - 90мм. Площадь поверхности нагрева конвективного пучка равна 417,8м2. Первые три ряда труб на входе в пучок имеют шахматное расположение с поперечным шагом S =220мм. Удвоение величины шага по сравнению с остальными рядами позволяет увеличить проходное сечение на входе в пучок, частично перекрытое потолком потолочной камеры.
Хвостовые поверхности состоят из одноходового по воздуху воздухоподогревателя с поверхностью нагрева 228 м2, обеспечивающего нагрев воздуха до 180 0С и установленного следом за ним по ходу газов чугунного экономайзера с поверхностью нагрева 646 м2.
Для сжигания каменных и бурых углей под котлом устанавливается механическая топка ТЧЗ-2,7/5.6. Активная площадь зеркала горения равна 13,4 м2. Решетка приводится в движение при. Помощи привода ПТ-1200, обеспечивающего 8 ступеней регулирования скорости движения в приделах 2,8 - 17,6 м/ч. Дутьевой короб под решеткой разделен на четыре воздушные зоны. Подача воздуха регулируется при помощи поворотных заслонок на воздуховодах. Котельная установка оборудована системой возврата уноса и острого дутья. Выпадающий в конвективном пучке унос оседает в четырех зольниках и возвращается в топочную камеру для дожигания при помощи воздушных эжекторов по прямым трубкам d76мм через заднюю стенку, восемь сопл острого дутья d2 мм расположены в задней стенке топки на высоте 1400мм от решетки.
1.7.1. Исходные данные и выбор коэффициента избытка воздуха
Ведем расчет котлоагрегата применительно к условиям проектируемого объекта: уголь марки ГР со следующими характеристиками
СР=55,2%,  НР=3,8%, ОР=5,8%, WР=1,0%, SР=3,2%,  АР=23%, NP=8%, QPH=22040КДж/кг, VГ=40%,
Величины коэффициента избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева определяем последовательно
an=ai+Da                                                                                                   (1.3)
где ai - коэффициент избытка воздуха предыдущего газохода
Da - нормативный присос воздуха
Таблица 1.6
Коэффициенты избытка воздуха
№ п/п
Газоход
Коэффициент избытка воздуха за топкой.
Da
an
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*(Ср+0,375*Sрогр+к)+0,265*Нр-0,0333*Ор
V0=0,0889*(55,2+0,375*3,2)+0,265*3,8-0,0333*5*8=5,83 м3/кг
Расчет теоретических обьемов продуктов сгорания при a=1 м3/кг
VORO2=1,866*(CP+0,375Sрогр+к)/100=1,866*(55,2+0,375*3,2)/100=1,0524
VONO2=0,79*V°+0,08*Np=0,79*5,83+0,008*1=4,612
VOH2O=0,111НР+0,0124WР+0,0161V0=0,111*3,8+0,0124*8+0,0161*5,83=0,6148
Таблица 1.7
Характеристики продуктов сгорания

Величина
Ед. изм.
Газоходы
1
3
4
5
6
7
1
Коэффициент избытка воздуха за топкой
aТ
1,35
2
Нормативный присос
Da
0,1
0,1
0,08
0,1
3
Коэффициент избытка воздуха за газоходом
an
1,35
1,45
1,53
1,63
4
Объем трехатомных газов. VRO2=V0RO2
м3/кг
1,0524
1,0524
1,0524
1,0524
5
Объем двухатомных газов. VN2=V0N2+0.0161*V0
-“-
6,943
7,526
8,109
8,285
6
Объем водяных паров VH2O=V0H2O+0,0161(a-  -1)* V0
-“-
0,652
0,662
0,671
0,674
7
Суммарный  объем дымовых газов
 VГ=VRO2+VN2+VH2O
-“-
8,647
9,24
9,832
10,0114
8
Объемная доля трехатомных газов
 rRO=VRO2/VГ
-“-
0,122
0,114
0,107
0,105
9
Объемная доля водяных паров rH2O=VH20/VГ
-“-
0,197
0,186
0,176
0,077
10
Концентрация золы в дымовых газах, m=Ар*aун/100*Vг
-“-
3,99
3,73
3,51
3,29

Таблица 1.8
Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива, КДж/кг
J, °С
I0=(ctв)*V0
I0RO2=(cJ)RO2* *V0RO2
I0N2=(cJ)N2*V0N2
I0H2O=(cJ)H2O* *V0H2O
I0S
1
2
3
4
5
6
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
I0в,
КДж/кг
I0г,
КДж/кг
Газоходы и коэф-ты избытка воздуха
aТ=1,35
akr=1,45
aэк=1,53
aвп=1,63
Iг
Iг
Iг
Iг
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
Qpp
Qpp=Qpн
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
Jух
исх.данные
oC
135
Энтальпия уходящих газов
Iух
по табл. 1.9
КДж/Кг
1320
Т-ра воздуха в котельной
tхв
по выбору
oC
30
Энтальпия воздуха в котельной
I0хв
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
ашл*Iзр/Qрн
%
0,15*1206*
*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
tнп
по заданию
oC
195
Т-ра питательн. воды
tпв
по заданию
oC
104
Удельная энтальпия р.т.
iнп
по табл.vi-7[4]
КДж/Кг
2788,4
Удельная энт. питат. воды
iпв
по табл.vi-7[4]
КДж/Кг
439,4
Значение продувки
n
по задан.
%
4,8
Полезно исп. теплота вагрегате
Q1
D*(iнп-iпв)+n*
*D(Iкв-Iнп)
кВт
Q=6,94*(2788,4-439,4)+0,048*6,94*(830-439,4)=
=16432,3
Полный расход топлива
В
Q1/hQрр
Кг/с
16432,3/0,8396* *22040=0,88
Расчетный расход
Вр
В*(1-q4/100)
Кг/с
0,88*(1-5/100)=
=0,836

Таблица 1.11
Тепловой расчет котлоагрегата КЕ-25-14с

Наименование
Обозначение
Расчетная формула или способ определения
Ед. изм.
Расчет
1
2
3
4
5
6
Поверочный теплообмен в топке
1.
Температура холодного воздуха
tв
oC
30
2.
Энтальпия холодного воздуха
Iхв
табл. 1.10
КДж/Кг
227,2
3.
Температура воздуха после воздухоподогревателя
tгв
принимается
oC
120
4.
Энтальпия воздуха после воздухоподогревателя
Iгв
диаграма
КДж/кг
925,5
5.
Количество теплоты вносимое в топку воздухом
Qв
Iг.в.(aт-1)+ I°х.в.*Daт
КДж/кг
925,5*(1,35-1,0)+227,2*0,1=346,6
6.
Полезное тепловыделение в топке
Qт
Qрр(100-q4-q3-q5)/(100-q4)+Qв
КДж/кг
22040*(100-0,8-5,0-3,8)/(100-5)+346,6=22126,4
7.
Адиабатическая температура горения
tа
табл. 1.9
oC
2170
8.
Температура газов на выходе
J
по предварительному выбору табл. 5-3[4]
oC
1050
9.
Энтальпия газов на выходе
Iт
табл. 1.9
КДж/Кг
10458,7
10.
Площадь зеркала горения
R
по чертежу
м2
13,4
11.
Суммарная поверхность стен
Fст
по чертежу
м2
115,2
12.
Диаметр экранных труб
dнб
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
Нлп
по чертежу
м2
92,1
15.
Объем топочной камеры
Vт
по чертежу
м3
61,67
16.
Степень экранирования топки
Y
Нэкр/Fст
-
0,8
17.
Толщина излучающего слоя
Sт
3,6*Vт/Fст
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*Xт
0,59-0,5*0,3=0,44
20.
Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания
Vгс*ср
КДж/Кг
(22040-10458,7)/(2170-1050)=11,35
21.
Объемная доля: водяных паров
                     трехатомных газов
гH20
гRO2
табл. 1.7
табл. 1.7
0,075
0,122
22.
Суммарная объемная доля трехатомных газов
гn
ГH20+ ГRO2
0,197
23.
Произведение
P*гn*Sт
м*МПа
0,1*0,197*1,93=0,036
24.
Степень черноты факела
А
рис. 5-4[4]
0,28
25.
Коэффициенты ослабления лучей:
3-х атомных газов
золовыми частицами
частицами кокса
kг
kз
kкокс
рис. 5-5 [4]
рис. 5-6 [4]
стр. 31 [4]
1/(м*Мпа)