Реконструкция теплоснабжения ОАО "САРЭКС" с разработкой собственной котельной

Реферат
Расчетно-пояснительнаязаписка содержит 95 страниц машинописного текста, 13 таблиц, рисунков.
Ключевыеслова: деаэратор,тепловые сети, энтальпия, теплообменник, котлоагрегат, отопление, вентиляция.
Цельработы ‑Реконструкция теплоснабжения ОАО «САРЭКС» с разработкой собственной котельной».
Полученныерезультаты: В результатеработы определены тепловые нагрузки всех потребителей, рассчитана схематепловой сети, произведен расчет тепловой схемы котельной и выбраносоответствующее оборудование.
Оценка технико-экономическихпоказателей показывает, что затраты на сооружение котельной окупятся за 2,4года.

Содержание
Введение
1.Краткая характеристика предприятия
1.1. Общие сведения о предприятии
1.2. Анализ теплоснабжения ОАО «САРЭКС»
2.Тепловой расчет
2.1 Расчет тепловой мощности на отопление
2.2 Определение тепловой мощности необходимой для вентиляции
2.3 Определение тепловой мощности необходимой для горячеговодоснабжения
2.4 Определение тепловой мощности необходимой дляпроизводственно – технологических нужд в виде пара
2.5 График годового расхода теплоты
2.6 Регулирование отпуска теплоты
3. Гидравлический расчет тепловой сети
3.1 Определение расчетных расходов теплоносителя в тепловыхсетях
3.2 Расчетная схема тепловой сети
3.3 Предварительный и проверочный расчеты диаметров тепловойсети
3.4 Построение продольного профиля тепловой сети
4. Тепловой расчет изоляционных конструкций трубопроводов
5. Теплоприготовительные установки систем теплоснабжения
5.1 Виды теплоприготовительных установок системтеплоснабжения
5.2 Тепловая схема паровой котельной
5.3 Расчет тепловой схемы паровой котельной
5.3.1 Расчет тепловой схемы котельной для максимально –зимнего периода
5.3.2 Расчет тепловой схемы котельной для наиболее холодногомесяца
5.3.3 Расчет тепловой схемы котельной для летнего периода
5.4 Определение и расчет продуктов сгорания газа и расходавоздуха
5.5 Выбор основного и вспомогательного оборудования
5.6 Учет отпускаемой теплоты.
6. Безопасность и экологичность
6.1 Анализ состояния безопасности
6.1.1 Анализ и оценка условий труда
6.1.2 Анализ и оценка показателей производственноготравматизма
6.2 Разработка мероприятий по безопасности и экологичности
6.2.1 Анализ организации службы охраны труда
6.2.2 Расчет освещения
6.2.3 Мероприятия по электробезопасности
6.2.4 Противопожарные мероприятия
6.2.5 Расчет рассеивания вредных примесей и выбор высотытрубы
7. Технико-экономические показатели
Заключение
Список использованной литературы

Введение
В настоящее время сохраняетсятенденция роста цен на энергоносители и стоимость энергоносителей составляетвсе большую долю в себестоимости продукции промышленных предприятий, снижая ееконкурентоспособность из-за роста цен.
В этой связи руководствомпредприятия было принято решение о создании собственной системы теплоснабжения.Источником тепловой энергии должна стать собственная котельная, обеспечивающаянужды предприятия в тепле, горячей воде и паре. При этом сохраняетсясобственная система тепловых сетей предприятия, но ее питание будетосуществляться от независимой от ТЭЦ котельной.
С этой целью в дипломнойработе были произведены расчеты основных нагрузок всех потребителейпредприятия, и рассчитано гидродинамическое сопротивление сетей для правильноговыбора оборудования котельной и ее мощности.
Проведенная экономическаяоценка данной реконструкции показывает значительную выгодность ее сооружения,причем срок окупаемости капиталовложений укладывается в разумные пределы.

1. Краткаяхарактеристика предприятия

1.1. Общиесведения о предприятии
ОАО «САРЭКС» относится котрасли строительного машиностроения.
В 1943 г. на баземашинотракторной станции был образован мотороремонтный завод. Наряду с ремонтоммоторов выпускал зернопульты, конопляники, катки, универсально-балансирующиестенды.
5 мая 1959 г. был преобразованв экскаваторный завод. Первый саранский экскаватор марки Э‑153 был собранв 1959г. Он был оснащен ковшом емкостью 0,15 м3, копал на глубину2,2 м, рабочий цикл составлял 22 секунды. С тех пор на заводе осуществляетсяпостоянное совершенствование моделей выпускаемых машин.
В1966г. был разработанпервый полноповоротный гидравлический экскаватор Э‑2514, который былоснащен комфортабельной кабиной с отоплением, вентиляцией и дистанционнымзапуском двигателя.
В 1969г. начат серийныйвыпуск новой модели Э‑2515. Прогрессивные решения в конструкции, вместе сприменением новых сталей позволило при незначительном увеличении массы повыситьпроизводительность экскаватора более чем в два раза. На основе модернизациипоявились модели ЭО‑2621, ЭО‑2621А.
В 1984г. создана новаяпрогрессивная модель ЭО‑2621В. Эта машина имеет широко обзорную каркаснуюкабину, гидрораспределитель руля и повышенные технические параметры посравнению с выпускаемой ранее моделью.
В 1991г. спроектирован ивнедрен в производство экскаватор ЭО‑2626 и ЭО‑2627. Этоуниверсальные машины с быстросъёмным экскаваторным и погрузочным оборудованием.В 1992г. экскаватор модели ЭО‑2627 был награжден в Мадриде международнойзолотой звездой Конгресса предпринимателей.
В 1994 г. разработаны ивнедрены модели экскаваторов ЭО‑2626А и
ЭО‑2627А, этимодели могут комплектоваться 14 видами сменного оборудования.
В 1995г. выпущенпогрузчик ПМ‑1, предназначенный для погрузки сыпучих материалов, штучныхи пакетированных грузов, силоса, сенажа, отрывки небольших котлованов,грейдеров и бульдозерных работ.
В1998 г. разработаны ивыпущены плуг‑ рыхлитель ПРК‑8‑40, и культиватор КТС‑10‑2.
Продукция ОАО «САРЭКС»хорошо зарекомендовала себя на рынке. Большим спросом пользуются экскаваторы,выпускаемые на безе Минского, Липецкого и Днепропетровского тракторов. Однакорост цен на эти машины, являющихся основой производства, привел к значительномусокращению выпуска экскаваторов.
В этой связи был приняткурс на разработку и выпуск машин, производство которых в меньшей степенизависит от сторонних поставщиков.
Первой и наиболее удачноймашиной в этой серии сталамашина для замены шпал (МЗШ). Однако выпуск этогопродукта потребовал значительно изменить технологический процесс и организоватьсовершенно новые для данного предприятия службы. Прежде всего, необходимо былоорганизовать бюро по разработке электрооборудования, поскольку ранееизготовление экскаваторов сводилось только к установке на них гидравлическогооборудования, а теперь стало необходимым разрабатывать машину в целом. Врезультате предпринятых усилий была разработана такая удачная конструкция МЗШ,что позволило ей получить ряд престижных премий на международных выставках, азавод получил выгодные заказы от крупнейших отечественных железнодорожныхкомпаний.
Другим направлениемдеятельности предприятия стало разработка и выпуск экскаватора на собственномшасси, что, возможно, в дальнейшем позволит полностью отказаться от поставоктракторов и сделать полностью замкнутый цикл производства экскаваторов.Экспериментальный образец такого экскаватора‑погрузчика не уступаетлучшим зарубежным образцам. Свидетельством этому является предложение отизвестной фирмы «Массе‑Фергюсон» о совместном выпускесельскохозяйственных тракторов с подъёмниками на базе их шассе, причем гидро‑и электрооборудование будут изготавливаться в Саранске.
1.2.Анализ теплоснабжения ОАО «САРЭКС»
Климат зоны, в которойрасположено предприятие, умеренный со сравнительно холодной зимой и умеренножарким летом. Преобладающие ветра, западные и юго‑западные.
Средне суточная амплитудатемпературы воздуха 11,6 0С. Расчётная географическая широта –56 0СШ. Барометрическое давление ‑950 кПа.
Таблица 1.
Климатологическиеданные.
Период года
Тёплый
Холодный
Параметр А

1.Температура воздуха, 0С 23,5 ‑17 2.Удельная энтальпия воздуха, кДж/кг 51,1 15,5 3.Скорость ветра, м/с 1 3,4 Параметр Б
1.Температура воздуха, 0С 27,7 ‑30 2.Удельная энтальпия воздуха, кДж/кг 54,4 29,6 3.Скорость ветра, м/с 1 3,8
Источником теплоснабженияОАО «САРЭКС» являются магистральные трубопроводы ОАО «Мордовэнерго».Руководством предприятия было принято решение отказаться от централизованноготеплоснабжения и построить собственную котельную. Цель данного решения‑более экономичное использование тепловой энергии и, следовательно, уменьшениерасходов на энергоснабжение. Проектируемая котельная должна соответствоватьпараметрам существующей системы теплоснабжения.
В качестветеплоносителя используется насыщенный пар с давлением
Р = 0,7 Мпа итемпературой Т = 175 оС и перегретая вода по температурному графику150 ÷ 70 оС.
На предприятииприменяется закрытая система теплоснабжения. В такой системе сетевая вода,циркулирующая в тепловой сети, используется только как теплоноситель, но изсети не отбирается. Основными недостатками такой системы являются:
− выпадение накипив водо-водяных подогревателях и трубопроводах местных установок горячеговодоснабжения, при использовании водопроводной воды имеющей карбонатнуюжесткость более 7 мгэкв/л;
− коррозия местныхустановок горячего водоснабжения, из-за поступления в них не деаэрированнойводопроводной воды;
− сложностьоборудования и эксплуатация абонентских вводов горячего водоснабжения из-заустановки водо-водяных подогревателей.
Основное преимуществозакрытой системы теплоснабжения − гидравлическая изолированностьводопроводной воды поступающей в установки горячего водоснабжения, от водыциркулирующей в тепловой сети. Отсюда следует, что в таких системах чрезвычайнопрост санитарный контроль системы горячего водоснабжения; прост контроль герметичноститеплофикационной системы, который проводится по расходу подпитки.
Для системы отоплениябытовых и административных зданий служит вода с температурой 95 ÷ 70оС, для производственных помещений вода с температурой 150÷70оС.
Система отопления −двухтрубная с верхней разводкой. В качестве нагревательных приборов впроизводственных помещениях установлены регистры из гладких труб, вадминистративных корпусах радиаторы М−140.
Для создания нормальныхсанитарных условий во всех корпусах завода действует приточно-вытяжнаявентиляция с механическим или естественным побуждением.
От оборудованиявыделяющего производственные вредности предусмотрено устройство местныхотсосов. В качестве вытяжных установок приняты вентиляционные камеры серии ОВ−02−139.Для уменьшения вибрации и шума все вентиляционные агрегаты устанавливаются навиброизолирующие основания и присоединяются к воздуховодам через гибкие ставкииз прорезиненного брезента. Приточные и вытяжные установки для отключения отнаружного воздуха оборудованы утеплёнными воздушными клапанами с электрическимиприводами, которые открываются и закрываются автоматически, одновременно свключением и выключением вентиляторов.
Помещения углекислотной игазовой станции отапливаются с помощью калориферов. Забор наружного приточноговоздуха осуществляется через жалюзные решётки, устанавливаемые в оконныхпроёмах. Приточный воздух подаётся в рабочую зону двухструйнымивоздухораспределителями или компактными струями через решётки.
На нужды горячеговодоснабжения используется вода с Тг = 55оС. Горячая водаиспользуется на бытовые и производственные нужды.
Насыщенный париспользуется для подогрева химических растворов в гальванических ваннах, атакже в сушильных установках покрасочного комплекса. Все установки, в которых вкачестве теплоносителя используется пар оборудованы конденсатоотводчиками, споследующим сбором и перекачкой конденсата в Ц.Т.П. Далее конденсатвозвращается на теплоисточник согласно договорных норм.
Прокладка тепловых сетейи теплопроводов по территории предприятия надземная на эстакадах и опорах, авнутри помещений − по строительным конструкциям.

2.ТЕПЛОВОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ

2.1.Расчёт тепловой мощности на отопление

Расход тепла на отоплениекаждого потребителя определяется по формуле:
Qo= qo·V· (tвн − tно), (2.1)
где qo− удельная отопительнаяхарактеристика здания, Дж/с·м3·оС [1. прил. 4];
V − объём здания, м3;
tвн − температура внутри помещения,о С, [1];
tно − температура дляпроектирования отопления, оС, [1].
Для корпуса №1:
Q = 0,3·148000 · (16 +30) = 2131,2 кВт.
Расход теплоты наотопление остальных зданий рассчитывается аналогично, данные заносятся втаблицу 2.
2.2.Определение тепловой мощности необходимой для вентиляции
Расход теплоты навентиляцию определяется по формуле:
Q В = qв ·V · (tв − tнв ), (2.2)
где qв − удельная вентиляционнаяхарактеристика здания,
Дж/с·м3·оС[1. прил. 4];
V − объём здания, м3;
tвн − температура внутри помещения,о С, [1];
tнв − температура дляпроектирования вентиляции, оС, [1].
Для корпуса №1: Q = 0,5·148000 · (16 +17) = 2590 кВт.
Расход теплоты навентиляцию остальных зданий рассчитывается аналогично, данные заносятся втаблицу 2.
2.3.Определение тепловой мощности необходимой для горячего водоснабжения
Таблица 2.
Тепловоепотребление
№ по ген. плану
Наименова-ние потреби
теля
Объем здания, м3
Удельная характерис-тика, Дж/см3оС
Расчетный тепловой поток, кВт
Отоп
ления,
qо
Вен-тиля-ции, qв
Отопле-ния
Венти-ляция
Горячего водоснаб-жения
Всего
1 Корпус №1 148000 0,3 0,5 2131,2 2590 510,9 5232,1 2 Корпус№2 140000 0,43 0,12 2889,6 588 390,1 3867,7 3 Корпус№3 35000 0,36 0,72 604,8 882 54,3 1541,1 4 Корпус№4 31000 0,48 0,19 714,2 206,1 44,2 964,5 18 Заводоуправление 6300 0,36 108,9 69,1 178,0 8 Эксперементальный участок 3600 0,75 129,6 47,0 176,6 21 О Г Т 4200 0,45 90,7 47,0 137,7 5 Компрессорная станция 4300 0,45 92,9 92,9 10 Склад масел и химикатов тарного хранения 2700 0,68 88,1 88,1 Итого 6850 4266,1 1162,6 12278,7
Расход теплоты на горячееводоснабжение определяется по формуле:
Q В= (1,2 ∙ m ∙ (a + b) ∙( tг− tхз) ∙ Св) / 86400 (2.3)
где m − расчетное количество потребителей;
норма расхода воды нагорячее водоснабжение, при tг=55 оС на одного человека,кг/сут [1. прил. 5];
норма расхода воды нагорячее водоснабжение, потребляемое в общественных зданиях, при tг=55 оС, принимается равным 25 кг/сут наодного человека;
Св −удельная теплоёмкость воды, Дж/кг оС;
tг — температура горячей воды, оС;
tхз — температура холодной воды, оС.
Для корпуса №1:
Qг.в = (1,2 ∙ 240 ∙ (270 +25) ∙ (55 – 5) ∙ 4190 / 86400 = 212,9 кВт.
Расчётная максимальнаямтепловая нагрузка горячего водоснабжения:
Qгр = Η ∙ Qгв, (2.4)
где H − коэффициент неравномерности, [1].
Qгр = 2,4 ∙ 212,9 = 510,9 кВт.
Расход теплоты на горячееводоснабжение остальных зданий рассчитывается аналогично, данные заносятся втаблицу 2.
2.4Определение расчетной тепловой мощности необходимой для производственно –технологических нужд в виде пара
Расход тепла напроизводственно – технологические нужды в виде пара определяется по формуле:
Qп = dп∙ (iп – iк), (2.5)
где dп – количество потребляемого пара, кг/с;
iп – энтальпия насыщенного пара, iп = 2763 кДж/кг;
iк – энтальпия возвращенного конденсата, iк =230,45 КДж/кг.
Qп = 1,1∙ (2763 – 230,45) = 2785 кВт.

2.5 Графикгодового расхода теплоты
/>
/>
Рис. 1

2.6Регулирование отпуска теплоты

В связи с тем, чтотепловая нагрузка потребителей, не постоянна, а изменяется в зависимости оттемпературы наружного воздуха, режимы работы системы вентиляции, расхода водына горячее водоснабжение и технологические нужды, экономичные режимы выработкитепловой энергии котельной должны обеспечиваться центральным регулированиемотпуска теплоты, преобладающему виду тепловой нагрузки.
Вид теплоносителяопределяет способ регулирования отпуска теплоты потребителям. В водяныхтепловых сетях применяется качественное регулирование подачи теплоты,осуществляемое путём изменения температуры теплоносителя при постоянномрасходе, а в паровых сетях –количественное регулирование, достигаемоеизменением расхода теплоносителя при постоянной температуре.
Качественноерегулирование в водяных тепловых сетях обычно ведут по отопительной нагрузке.Температуру теплоносителя изменяют в соответствии с температурным графиком,который строится в зависимости от расчетных температур наружного воздуха. Припостроении графика температур воды в тепловой сети исходят из аналитическихзависимостей температуры воды в подающем и обратном трубопроводах от наружнойтемпературы, в диапазоне от +8 до –30.
График температур воды втепловой сети показан на листе 5 графической части дипломного проекта.

3.Гидравлический расчёт тепловой сети
Основной задачейгидравлического расчёта при проектировании тепловых сетей является: определениедиаметров трубопроводов участков тепловой сети, потерь давления (напора) повсей сети и на отдельных участках. Гидравлический расчёт начинают с выбораглавной магистрали. В качестве главной (расчётной) магистрали принимаетсянаиболее нагруженная и протяжённая, соединяющая источник теплоснабжения спотребителем магистраль. При этом вычерчивают расчётную схему в одну линию свыделением отдельных участков. Расход теплоносителя в пределах каждого участкаостаётся постоянным, границами участков являются ответвления (узлы). Нумеруютучастки в начале на главной магистрали, а затем на ответвлениях и на других магистралях.
После составлениярасчётной схемы принимают потери давления по длине Rл: − для расчётной, главной магистрали водяных тепловыхсетей − 30 ‑ 80 Па/м;
− ответвленииводяных тепловых сетей − по расчётному давлению, но не более 300 Па/м;
− паропроводов −70‑ 150 Па/м;
−конденсатопроводов −20 ‑ 60 Па/м.
При этом скоростьдвижения теплоносителя не должна превышать:
− для горячей водыи конденсата 3,5 м/с;
− для перегретогопара 50 м/с.
Результатамигидравлического расчёта являются:
1) определение основногообъёма работ по сооружению тепловых сетей;
2) определение характеристиксетевых и подпиточных насосов;
3) выбор схемприсоединения теплопотребляющих установок к тепловой сети;
4) выбор средствавторегулирования;
5) разработка режимовэксплуатации систем теплоснабжения.
3.1Определение расчётных расходов теплоносителя в тепловых сетях
Суммарные расчётныерасходы сетевой воды в двухтрубных тепловых сетях, открытых и закрытых системтеплоснабжения при качественном регулировании отпуска теплоты определяется поформуле:
G = Gо.мах + Gв.мах+ Кз·Gгв.мах, (3.1)
где Gо.мах −расчётный расход воды на отопление, кг/с;
Gв.мах −расчётный расход воды на вентиляцию, кг/с;
Gгв.мах −расчётный расход воды на горячее водоснабжение, кг/с;
Кз −коэффициент запаса, учитывающий долю среднего расхода на горячее водоснабжениепри регулировании по нагрузке отопления,[2].
Gо.мах = Qо.мах/С · (τ1 − τ2), (3.2)
Gв.мах = Qв.мах/С · (τ1 − τ2), (3.3)
Gгв.мах = Qгв.мах/С · (τ1 − τ2), (3.4)
где Qо.мах −максимальная нагрузка отопления, кВт;
Qв.мах −максимальная нагрузка вентиляции, кВт;
Qгв.мах −максимальная нагрузка горячего водоснабжения, кВт;
С − теплоёмкостьводы, кДж/кг;
τ1,τ2− температура сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах, оС.
Gо.мах = 6850/ 4,19 · (150 − 70) = 20,4 кг/с.
Gв.мах =4266,1 / 4,19 · (150− 70) = 12,7 кг/с.
Gгв.мах =0,55·1162,6 / 4,19 · (150− 70) = 1,9 кг/с.
G = 20,4 + 12,7 + 1,2·1,9= 35,4 кг/с.
3.2Расчётная схема тепловой сети

3.3Предварительный и проверочный расчёты диаметров трубопроводов тепловой сети
Предварительный диаметртрубопровода определяется по формуле:
d = Adв ·G0,38 / Rл0,19,(3.5)
где Adв − постоянный коэффициентзависящий от шероховатости трубопровода и равен 117·10 -3 м 0,62/кг 0,19;
Rл −удельные потери давления по длине, Па/м;
G − расход сетевойводы, кг/с.
Для шестого участка:
d6'= 117·10 –3 · 0,26 0,38 / 80 0,19 =0,03 м.
Проверочный расчёттрубопровода.
Уточняется диаметртрубопровода до ближайшего по ГОСТ 8731−87, принимается стандартныйдиаметр d'=32 мм, [1.прил 11].
Производится расчётдействительного удельного падения давления по формуле:
Rл = ARв · G2 / (d')5,25, (3.6)
где ARв − постоянный коэффициентзависящий от шероховатости трубопровода и равен 64·10 -6 м 0,62/42 0,19.
Rл = 64·10 -6· 0,26 2 / (0,032) 5,25 = 64,97 Па/м.
При полученном диаметре d', уточняется величина местных сопротивлений иопределяется эквивалентная длина местных сопротивлений по формуле:
lэ = Aе·∑ξ · (d')1,25,(3.7)
где Aе −постоянный коэффициент, зависящий от шероховатости трубы и равен 60,5 м — 0,25 ,
∑ξ −сумма коэффициентов местных сопротивлений, ξ =0,4[1].
lэ =60,5· 0,4· 0,032 1,25 = 0,37 м.
Падение давления вподающей и обратной магистралях определяется по формуле:
∆Рп = ∆Ро= Rл · (l+lэ), (3.8)
где ∆Рп,∆Ро ‑ потери давления в подающей и обратной магистралях,Па;
l‑ длинна магистрали, м.
∆Рп = ∆Ро= 64,97 · (60 + 37) =3922,2 Па.
Скорость теплоносителяопределяется по формуле:
ω = G · 4 / П ·(d')2, (3.9)
ω = 0,26 · 4 · 10 –3/ 3,14 ·(0,032) 2 = 0,32 м/с.
Расчёт остальных участковпроизводится аналогично, результаты расчёта заносятся в таблицу 3.

Таблица 3.
Результатыгидравлического расчёта.
№ участка
D’, мм
Dн, мм
Rл, Па/м
Lэ, м
∆Рп, ∆Ро, Па
Ω, м/с 1 175 194 38,01 51,40 5374,6 0,72 2 50 57 101,80 0,57 1279,6 0,54 3 40 45 83,70 5,95 2506,8 0,42 4 40 45 80,50 0,43 1966,6 0,41 5 32 38 70,10 0,37 1708,3 0,34 6 32 38 64,97 0,37 3922,2 0,32 7 80 89 61,36 6,20 2712,0 0,56 8 150 159 70,20 19,20 5138,6 0,88 9 50 57 81,60 9,20 9889,9 0,48 10 40 45 83,70 2,60 4737,4 0,42
D' – условный проход, мм;
Dн –наружный диаметр, мм.

3.4Построение продольного профиля
Продольный профильпредставлен на 4 листе графической части данного проекта.
Продольный профильучастка тепловой сети строится в масштабе: по вертикали 1:100, 1:50; погоризонтали: 1:500, 1:1000. Его построение начинают с определения минимальнойглубины теплового параметра по трассе с учётом габаритных размеровустанавливаемого в них оборудования.
На профилях сетейуказывают:
поверхность земли;
уровень грунтовых вод;
пересекаемыеавтомобильные дороги, железнодорожные и трамвайные пути, кюветы, а также другиеподземные и надземные коммуникации и сооружения, влияющие на прокладкупроектируемых сетей, с указанием их габаритных размеров, высотных отметок, ипри необходимости координат или привязок;
каналы, тоннели, ниши П‑образныхкомпенсаторов, эстакады, отдельно стоящие опоры, вентиляционные шахты,павильоны и другие сооружения и конструкции сетей;
трубопроводы бесканальнойпрокладки;
неподвижные опоры.
Трубопроводы в каналах,тоннелях, камерах и нишах не изображают.
На профилях сетейнадземной прокладки трубопроводы каждого яруса изображают одной сплошнойосновной линией.
Отметки сетей проставляютв характерных точках, в местах пересечений с автомобильными и железнымидорогами, трамвайными путями, инженерными коммуникациями и сооружениями,влияющими на прокладку проектируемых сетей. Величины отметок и длины участковсетей указывают в метрах с двумя десятичными знаками, а величины уклонов ‑в процентах. При надземной прокладке тепловых сетей, под профилями сетей помещаюттаблицу по форме 3, рис.3.
Форма 3.Проектная отметка земли Натуральная отметка земли
Отметка верха несущей
конструкции Отметка низа трубы Уклон, % Длина, м Номер поперечного разреза Развернутый план
Рис.3

4.Тепловой расчёт изоляционных конструкций трубопроводов
В задачу тепловогорасчёта теплоизоляционных конструкций входит:
выбор конструкций и толщинытепловой изоляции;
определение тепловыхпотерь теплопровода;
расчёт падениятемпературы теплоносителя по длине теплопровода.
В качестве изоляционногоматериала применяются – маты минераловатные шивные марки 100.
Тепловой расчётпроводится для подающего трубопровода первого участка.
Определяется термическоесопротивление слоя изоляции по формуле:
Rи = (1/2·π)·λ· ln(dн/dтр), (4.1)
где λ – коэффициенттеплопроводности, Вт/м·К;
dн – наружныйдиаметр трубы с учётом изоляции, м;
dтр – наружныйдиаметр трубы, м.
λ = 0,045 + 0,021·tм, (4.2)
где tм – температура воды в трубопроводе, оС.
tм = tпр / 2, (4.3)
tм = 150/2 = 75 оС,
λ = 0,045 + 0,021·75 = 0,06 Вт/м·К.
Толщина изоляциипринимается равной 0,08 м.
Rи = (1/2·3,14·0,06)· ln(0,354 /0,194) = 1,59 м·К/Вт.

Предварительно задаётсятемпература на поверхности изоляции
tн = 34,5оС, и определяетсякоэффициент теплоотдачи:
α = 9,3 + 0,047·(tн – tо) + 7,0· √W, (4.4)
где tо – температура окружающей среды,оС;
W – скорость движениявоздуха, для г. Саранска W =3,8 м/с.
α = 9,3 + 0,047·(34,5 +30) + 7,0· √3,8 = 26,0 Вт/м2 ·К.
Определяется термическоесопротивление трубопровода:
Rн = 1/ Π· αн· dн, (4.5)
Rн = 1/ 3,14·26,0 · 0,194 = 0,063 м·К/Вт.
Уточняется температура наповерхности изоляции:
tн' = ( tпр / Rи– tо/ Rн) / (1/ Rи +1/ Rн), (4.6)
tн' = ( 150 / 1,59+30/ 0,063) / (1/ 1,59 +1/ 0,063) = 34,5 оС.
Определяются линейныепотери теплоты:
Qл = l· ( tн– tо) / ( Rн + Rн), (4.7)
Qл = 90 · ( 150+30) / ( 1,59+0,063) = 9800,4 Вт.
Аналогичный расчётпроводится для обратного трубопровода.
Определяется термическоесопротивление слоя изоляции по формуле:
Rи = (1/2·π)·λ· ln(dн/dтр), (4.8)

где λ – коэффициенттеплопроводности, Вт/м·К;
dн – наружныйдиаметр трубы с учётом изоляции, м;
dтр –наружный диаметр трубы, м.
λ = 0,045 + 0,021·tм, (4.9)
где tм – температура воды в трубопроводе, оС.
tм = tпр / 2, (4.10)
tм = 70 / 2 = 35 оС,
λ = 0,045 + 0,021·35 = 0,05 Вт/м·К.
Толщина изоляциипринимается равной 0,08 м.
Rи = (1/2·3,14·0,05)· ln(0,354 /0,194) = 1,9 м·К/Вт.
Предварительно задаётсятемпература на поверхности изоляции tн = 34оС, и определяется коэффициент теплоотдачи:
α = 9,3 + 0,047·(tн – tо) + 7,0 · √W, (4.11)
где tо – температура окружающей среды,оС;
W – скорость движениявоздуха, для г. Саранска W=3,8 м/с.
α = 9,3 + 0,047·(34 + 30) + 7,0 · √3,8 = 25,95 Вт/м2 ·К.
Определяется термическоесопротивление трубопровода:
Rн = 1/ Π· αн· dн, (4.12)
Rн = 1/ 3,14·25,95· 0,194 = 0,063 м·К/Вт.
Уточняется температура наповерхности изоляции:
tн' = ( tпр / Rи– tо/ Rн) / (1/ Rи +1/ Rн), (4.13)
tн' = ( 70 / 1,9+30/ 0,063)/ (1/ 1,9 +1/ 0,063) = 33,8 оС.
Определяются линейныепотери теплоты:
Qл = l · ( tн– tо) / ( Rн + Rн), (4.14)
Qл = 90 · ( 70+30) / ( 1, 9+0,063) = 4584,8 Вт.
Тепловой расчёт остальныхучастков тепловой сети производится аналогично, результаты расчёта заносятся втаблицу 4.
Общие тепловые потерисети определяются по формуле:
Q∑ = Qл + Qм = Qл (1+ β),(4.15)
где β = 0,15[1].
Для прямой магистрали:
Q∑ = (9800,4 + 600 + 1006,9 + 1006,9 +977,3 + 2443,4 + 2391,6 + 5178,5 +5600 + 2265,7) · (1+0,15) = 35961,3 Вт.
Для обратной магистрали:
Q∑ = (4584,8 + 272,7 + 468,7 + 468,7 +459,7 + 1149,4 + 1137,7 + 2371,5 + 2545,5 + 1054,7) · (1 + 0,15) = 16690,4Вт.

Таблица 4.
Результатытеплового расчёта
№ участка
Dн, мм
Трубопроводы
Прямой
Обратный
Rи,
м·К/Вт
Rн,
м·К/Вт
tн,
оС
Qл,
Вт
Rи,
м·К/Вт
Rн,
м·К/Вт
tн,
оС
Qл,
Вт 1 194 1,59 0,063 34,5 9800,4 1,9 0,063 34 4584,8 2 57 3,50 0,100 33,0 600,0 4,3 0,100 33 272,70 3 45 4,02 0,270 37,0 1006,9 4,85 0,270 36 468,70 4 45 4,02 0,270 37,0 1006,9 4,85 0,270 36 468,70 5 38 4,40 0,320 38,0 977,3 4,9 0,320 37 459,70 6 38 4,40 0,320 38,0 2443,4 4,9 0,320 37 1149,4 7 89 2,72 0,140 35,0 2391,6 3,2 0,140 35 1137,7 8 159 1,80 0,077 35,0 5178,5 2,2 0,077 34 2371,5 9 57 3,50 0,100 33,0 5600,0 4,3 0,100 33 2545,5 10 45 4,02 0,270 37,0 2265,7 4,85 0,270 36 1054,7

5.Теплоприготовительные установки систем теплоснабжения

5.1. Видытеплоприготовительных установок систем теплоснабжения
Теплоприготовительнаяустановка системы теплоснабжения, это комплекс устройств и агрегатов,предназначенных для выработки тепла в виде пара или горячей воды за счёт сжиганиятоплива, а также подготовки теплоносителя и подачи его в системутеплоснабжения.
В зависимости отназначения теплоприготовительные установки делятся на три основные группы:паровые, пароводогрейные и водогрейные котельные.
Паровые котельные восновном предназначены для обеспечения паром технических потребителейпромышленных предприятий. Отпуск тепла системам отопления, вентиляции игорячего водоснабжения производится в небольшом количестве, только для нуждпредприятия.
Вторая группа котельных,при мощности более 60 МВт на основании технико-экономических расчётовоборудуется паровыми и водогрейными котлами и предназначается для отпуска теплакак в виде пара промышленным предприятиям, так и в виде воды для отопления,вентиляции и горячего водоснабжения предприятий и жилищно‑коммунальногосектора. Мощность паровых и водогрейных котлов определяется соотношениемтепловых нагрузок по пару и горячей воде.
Водогрейные котельныепредназначены для отпуска тепла системам отопления и горячего водоснабженияпотребителям жилищно-коммунального сектора или промышленных предприятий, гдепар не используется на технологические нужды.
Так как на данномпредприятии тепловая мощность не превышает 60 МВт, а на технологические нуждыиспользуется насыщенный пар с давлением 0,7 МПа, то в дальнейшем будемрассматривать паровую котельную.
5.2.Тепловая схема паровой котельной
Рекомендуемый варианттепловой схемы котельной представлен на листе 4 графической части.
Котельная оборудуетсяпаровыми котлами с параметрами пара обусловленными необходимостьютехнологических процессов.
Вырабатываемый паротпускается потребителям, как с параметрами свежего пара, так и черезредукционно-охладительную установку РОУ. На собственные нужды котельной,используется редуцированный пар с давлением – 0,6 Мпа. Водо-питательнаяустановка котельной состоит из атмосферного деаэратора, пароводяныхподогревателей химически очищенной воды и питательных насосов. Установкаатмосферных деаэраторов обеспечивает получением деаэрированной питательной водыс температурой 104 оС, отвечающей требованиям, предъявляемымустанавливаемыми котлами.
В целях поддержаниярасчётного водо‑химического режима котлов предусмотрена их непрерывная ипериодическая продувка. Тепло непрерывной продувки котлов используется врабочем цикле котельной с помощью сепаратора непрерывной продувки(СНП) иохладителя непрерывной продувки (ОНП). Отсепарированный пар из сепаратораотводится в деаэраторы питательной воды, а от сепарированная продувочная водаохлаждается сырой водой в охладителе непрерывной продувки до 40 оС,после чего сбрасывается в канализацию.
После подогрева втеплообменнике (ОНП) сырая вода подогревается до 25‑30 оС впароводяном подогревателе исходной воды, после чего после чего поступает нахимводоочистку. Пройдя химводоочистку, вода с температурой
23‑ 28 оС(принимается, что в аппарате ХВО вода остывает на 2 оС) поступает наводоподогреватель химически очищенной воды, где в паровом теплообменникенагревается до температуры 70 ‑ 80 оС. После чего направляетсяв деаэратор.
Все использованные вкотельной пароводяные подогреватели обогреваются редуцируемым паром 0,6 Мпа, иконденсат после них через регуляторы уровня (конденсатоотводники) выдавливаетсянепосредственно в деаэратор питательной воды. Конденсат, возвращающийся спроизводства, поступает в промежуточные баки и после контрольной проверки егокачества насосами перекачивается в деаэраторы.
Отпуск тепла системамотопления вентиляции и горячего водоснабжения производится с горячей сетевойводой, которая нагревается в сетевых подогревателях.
Вода для подпиткитепловых сетей берётся из бака запаса подпиточной воды, пройдя охладительподпитки, подпиточными насосами подаётся в обратный трубопровод перед сетевыминасосами.
5.3.Расчёт тепловой схемы паровой котельной

5.3.1.Расчёт тепловой схемы паровой котельной для максимально-зимнего периода
Расход технологическогоконденсата с производства определяется по формуле:
Gтех = μ· Dтех / 100, (5.1)
где Dтех –расход пара на технологические нужды, кг/с;
μ -долявозврата конденсата, %;
Gтех = 60 ·1,1 / 100 = 0,66 кг/с.
Потери технологическогоконденсата:
Gтехпот =Dтех–Gтех,(5.2)
Gтехпот =1,1 – 0,66 = 0,44 кг/с.
Нагрузка отопления,вентиляции, горячего водоснабжения:
Qов = Qовр · ( tвнр – tнв ) / (tвнр – tор), (5.3)
где Qовр– расчётная нагрузка отопления и вентиляции, кВт;
tвнр– расчётная температура внутри помещений, оС;
tор – расчётнаятемпература для проектирования отопления, оС;
tнв –температура наружного воздуха, оС.
Qов = 11116,1· (18 + 30) / (18 + 30) = 11116,1 кВт.
Расход пара на сетевыеподогреватели определяется по формуле:
Dсп= (Qов + Qгв ) / (i0,7 "–iк), (5.4)
где i 0,7 "–энтальпия сухого насыщенного пара при давлении 0,7МПа, кДж/кг [2];
iк– энтальпияконденсата возвращённого от потребителя, кДж/кг;
Dсп = (1111,6+ 1162,6) / ((2763 – (55 · 4,19)) = 4,84 кг/с.
Общий расход парапотребителями:
Dвн = Dтех+ Dсп, (5.5)
Dвн = 1,1 +4,84 = 5,94 кг/с.
Потери пара в тепловойсхеме:
Dпот = 0,03 ·Dвн, (5.6)
Dпот = 0,03 ·5,94 = 0,2 кг/с.
Расход пара насобственные нужды ТГУ:
Dсн = 0,08 · Dвн,(5.7)
Dсн = 0,08 ·5,94 = 0,5 кг/с.
Расход сетевой воды:
Gс= (Qов+ Qгв) / (iс' − iс''), (5.8)
где iс',iс'' − энтальпия воды в прямой и обратноймагистрали, кДж/кг;
Gс= (11116,1+ 1162,6) / [(150 · 4,19) − (70 · 4,19)] = 36,6 кг/с.
Расход воды на подпиткутепловой сети:
Gпод = 0,015 · Gс,(5.9)
Gпод = 0,015· 36,6 = 0,55 кг/с.
Паропроизводительностькотельной определяется по формуле:
Dкот = Dтех + Dсп+ Dсн+ Dпот, (5.10)
Dкот = 1,1 +4,84 + 0,5 + 0,2 = 6,64 кг/с.
Сумма потерь пара,конденсата, сетевой воды:
Gпот= Gпоттех+ Dпот + Gпод, (5.11)
Gпот= 0,44 +0,2 + 0,55 =1,19 кг/с.
Доля потерьтеплоносителя:
Пх = Gпот/ Dкот, (5.12)
Пх = 1,19 /6,64 = 0,2.
Процент продувки:
Pп= Sх· Пх·100 / (Sкв−Sх·Пх), (5.13)
где Sх−солесодержаниеисходной воды, мг/кг;
Sкв−солесодержаниекотловой воды, мг/кг, [2];
Pп= 350 · 0,2· 100 / (3000 −350 · 0,2) =2,38.
Расход питательной водына РОУ:
Gроу = Dкот · (i"1,4 −i"0,7) / (i"1,4 − i"пв), (5.14)
где i"пв −энтальпия питательной воды, КДж/кг, [2];
i"1,4 −энтальпия сухого насыщенного пара при давлении Р = 1,4 МПа, кДж/кг, [2].
Gроу = 6,64 ·(2790 − 2763) / (2790 − 419) = 0,1 кг/с.
ПаропроизводительностьТГУ при рабочих параметрах:
D1,4 = Dкот− Gроу, (5.15)
D1,4 = 6,64 −0,1= 6,54 кг/с.
Расход продувочной воды:
Gпр = Pп ·D1,4 / 100, (5.16)
Gпр = 2,38· 6,54 / 100 = 0,16 кг/с.
Расход пара из сепараторанепрерывной продувки:
Dс0,15 = Gпр · (iкв − i0',15)/ (i"0,15 − i0',15), (5.17)
где iкв −энтальпия котловой воды, КДж/кг, [2];
i"0,15,i0',15 − энтальпия насыщенного пара и воды, (придавлении Р = 0,15 Мпа), кДж/кг, [2].
Dс0,15 =0,16 · (830 − 467) / (2693 − 467) = 0,03 кг/с.
Расход воды из сепараторанепрерывной продувки:
Gснп = Gпр− Dс0,15, (5.18)
Gснп = 0,16 −0,03 = 0,13.
Расход воды издеаэратора:
Gд = Dкот+ Gпр + Gподп, (5.19)
Gд = 6,64+ 0,16+ 0,55 = 7,35 кг/с.
Расход выпара деаэратора:
Dвып = d · Gд,(5.20)
где d − удельныйрасход выпара из деаэратора, кг/кг, [2].
Dвып = 0,005 ·7,35 = 0,04 кг/с.

Суммарные потери пара иконденсата (уточнённые):
Gпот = Gтехпот + Dпот+ Gпод+ Gснп+ Dвып, (5.21)
Gпот = 0,44 +0,2+ 0,55+ 0,13+ 0,042 = 1,36 кг/с.
Расход воды: химическиобработанной:
Gхво = Gпот,(5.22)
Gпот = 1,36кг/с;
исходной:
Gисх = 1,15 · Gхво,(5.23)
Gисх = 1,15 · 1,36= 1,56 кг/с.
Температура исходной водыпосле охладителя непрерывной продувки:
t = (iисх+ (Gснп/ Gисх ) · (i0,15 − iк ) ) / 4,19, (5.24)
где iис х−энтальпия исходной воды, (при t = 5 оС зимой), кДж/кг;
iк −энтальпия конденсата, (при t =40оС), кДж/кг.
t = (20,95+ (0,13/ 1,56)· (467 − 167,6)) / 4,19 = 11оС.
Расход пара наподогреватель исходной воды:
Dисх= Gисх · (i"исх − i'исх) / (i"0,7 − iк ), (5.25)
где i"исх,i'исх − энтальпия воды на выходе и входе в подогреватель исходой воды, кДж/кг, [2];
iк−энтальпия конденсата (при давлении в деаэраторе и t=105оС), кДж/кг,[2];
Dисх = 1,56 ·(125,7 − 46,9) / (2763 − 439,9 ) = 0,05 кг/с.
Расход пара наподогреватель химически очищенной воды:
Dхво= Gхво · (i"хво − i'хво) / (i"0,7 − iк), (5.26)
где i"хво −энтальпия химически очищенной воды на выходе из охладителя выпора и на входе вдеаэратор, кДж/кг, [2];
i'хво −энтальпия химически очищенной воды на входе в охладитель выпора, кДж/кг, [2].
Dхво = 1,36 ·(335,3 − 113,3) / (2763 − 439,9) = 0,13 кг/с.
Расход пара на деаэрацию:
Dд= ((Gд · i'д + Dвып · i''д) / i"0,7) −((Gхво· i"хво + Dс· i"0,15 +Gтех· i'тех ) + (Gисх+ Gхво) · iк) / i"0,7, (5.27)
где i"д −энтальпия выпара насыщенного пара (при давлении в деаэраторе), кДж/кг, [2].
Dд = ((7,35 ·419 + 0,04 · 2683) / 2763) − ((1,36· 335,2 + 0,03· 2693 +0,66· 230,45) +(1,36+1,56) · 439,9)/ 2763 = 0,44 кг/с.
Расчетный расход пара насобственные нужды:
Dснр= Dд + Dхво + Dисх, (5.28)
Dснр= 0,44 + 0,13 + 0,05 = 0,62 кг/с.
Расчетнаяпаропроизводительность ТГУ:
Dкотр= Dтех + Dснр +Dпот +Dсп, (5.29)
Dкотр= 1,1 + 0,62 + 0,2 + 4,84 = 6,76 кг/с.
Ошибка расчёта:
Δ = ((Dкотр− Dкот) / Dкотр) ·100 %, (5.30)
Δ = ((6,76−6,64) / 6,76) ·100 % = 1,7 %.
Ошибка расчёта непревышает 3%, значит расчет проведён верно.
5.3.2Расчёт тепловой схемы паровой котельной для наиболее холодного месяца
Расход технологическогоконденсата с производства определяется по формуле:
Gтех = μ· Dтех / 100,
где Dтех –расход пара на технологические нужды, кг/с;
μ -долявозврата конденсата, %;
Gтех = 60 ·1,1 / 100 = 0,66 кг/с.
Потери технологическогоконденсата:
Gтехпот =Dтех – Gтех;
Gтехпот =1,1 – 0,66 = 0,44 кг/с.

Нагрузка отопления,вентиляции, горячего водоснабжения:
Qов = Qовр · (tвнр – tнв) / (tвнр – tор),
где Qовр– расчётная нагрузка отопления и вентиляции, кВт;
tвнр– расчётная температура внутри помещений, оС;
tор – расчётнаятемпература для проектирования отопления, оС;
tнв –температура наружного воздуха, оС.
Qов = 11116,1· (18 + 17) / (18 + 30) = 8105,5 кВт.
Расход пара на сетевыеподогреватели определяется по формуле:
Dсп= (Qов + Qгв) / (i0,7 "–iк),
где i0,7 "–энтальпия сухого насыщенного пара при давлении 0,7МПа, кДж/кг [2];
iк–энтальпияконденсата возвращённого от потребителя, кДж/кг;
Dсп = (8105,5+ 1162,6) / (( 2763 – ( 55 · 4,19 )) = 3,66 кг/с.
Общий расход парапотребителями:
Dвн = Dтех+ Dсп,
Dвн = 1,1 +3,66 = 4,76 кг/с.
Потери пара в тепловойсхеме:
Dпот = 0,03 ·Dвн,
Dпот = 0,03 ·4,76 = 0,14 кг/с.
Расход пара насобственные нужды ТГУ:
Dсн = 0,08 · Dвн,
Dсн = 0,08 ·4,76 = 0,38 кг/с.
Расход сетевой воды:
Gс= (Qов+ Qгв) / (iс' − iс''),
где iс',iс'' − энтальпия воды в прямой и обратноймагистрали, кДж/кг;
Gс = ( 8105,5+ 1162,6 ) / ( 114 · 4,19 ) − ( 56 · 4,19 ) = 38,1 кг/с.
Расход воды на подпиткутепловой сети:
Gпод = 0,015 ·Gс,
Gпод = 0,015· 38,1 = 0,57 кг/с.
Паропроизводительностькотельной определяется по формуле:
Dкот = Dтех + Dсп+ Dсн+ Dпот,
Dкот = 1,1 +3,66 + 0,38 + 0,14 = 5,28 кг/с.
Сумма потерь пара,конденсата, сетевой воды:
Gпот= Gпоттех+ Dпот + Gпод,
Gпот= 0,44 +0,14 + 0,57 = 1,15 кг/с.

Доля потерьтеплоносителя:
Пх = Gпот/ Dкот,
Пх = 1,15 /5,28 = 0,19.
Процент продувки:
Pп= Sх· Пх·100 / (Sкв− Sх· Пх),
где Sх−солесодержание исходной воды, мг/кг;
Sкв−солесодержание котловой воды, мг/кг, [2];
Pп= 350 · 0,19· 100 / (3000 − 350 · 0,19) = 2,3.
Расход питательной водына РОУ:
Gроу = Dкот · (i"1,4 −i"0,7) / ( i"1,4 − i"пв),
где i"пв −энтальпия питательной воды, КДж/кг, [2];
i"1,4 −энтальпия сухого насыщенного пара при давлении Р= 1,4 МПа,
кДж/кг, [2].
Gроу = 5,28 ·( 2790 − 2763 ) / ( 2790 − 419 ) = 0,1 кг/с.
ПаропроизводительностьТГУ при рабочих параметрах:
D1,4 = Dкот− Gроу,
D1,4 = 5,28 −0,1 = 5,18 кг/с.

Расход продувочной воды:
Gпр = Pп ·D1,4 / 100,
Gпр = 2,3· 5,28 / 100 = 0,12 кг/с.
Расход пара из сепараторанепрерывной продувки:
Dс0,15 = Gпр · (iкв − i0',15)/ (i"0,15 − i0',15),
где iкв −энтальпия котловой воды, КДж/кг, [2];
i"0,15,i0',15 − энтальпия насыщенного пара и воды, кДж/кг,[2].
Dс0,15 =0,12 · (830 − 467) / (2693 − 467) = 0,02 кг/с.
Расход воды из сепараторанепрерывной продувки:
Gснп = Gпр− Dс0,15,
Gснп = 0,12 −0,02 = 0,1.
Расход воды издеаэратора:
Gд = Dкот+ Gпр + Gподп,
Gд = 5,28+ 0,12+ 0,57 = 5,97 кг/с.
Расход выпара деаэратора:
Dвып = d · Gд,
где d − удельныйрасход выпара из деаэратора, кг/кг, [2].

Dвып = 0,005 ·5,97 = 0,03 кг/с.
Суммарные потери пара иконденсата (уточнённые):
Gпот = Gтехпот + Dпот+ Gпод+ Gснп+ Dвып,
Gпот = 0,44 +0,14+ 0,57+ 0,1+ 0,03 = 1,28 кг/с.
Расход воды:
химически обработанной:
Gхво = Gпот,
Gпот = 1,28кг/с;
исходной:
Gисх = 1,15 · Gхво,
Gисх = 1,15 · 1,28= 1,47 кг/с.
Температура исходной водыпосле охладителя непрерывной продувки:
t = (iисх+ (Gснп/ Gисх) · (i0,15 − iк)) / 4,19,
где iис х−энтальпия исходной воды, (при t = 5 оС зимой), кДж/кг;
iк −энтальпия конденсата, (при t =40оС), кДж/кг.
t = (20,95+ (0,1/ 1,47) ·(467 − 167,6)) / 4,19 = 9,9 оС.
Расход пара наподогреватель исходной воды:
Dисх= Gисх · (i"исх − i'исх) / (i"0,7 − iк),
где i"исх,i'исх − энтальпия воды на выходе и входе в подогреватель исходной воды, кДж/кг, [2];
iк−энтальпия конденсата (при давлении в деаэраторе и t = 105оС ),
кДж/кг, [2];
Dисх = 1,47 ·(125,7 − 41,8) / (2763 − 439,9 ) = 0,053 кг/с.
Расход пара наподогреватель химически очищенной воды:
Dхво= Gхво · (i"хво − i'хво) / (i"0,7 − iк),
где i"хво −энтальпия химически очищенной воды на выходе из охладите ля выпора и на входе вдеаэратор, кДж/кг, [2];
i'хво −энтальпия химически очищенной воды на входе в охладитель выпора, кДж/кг, [2].
Dхво = 1,28 ·(335,3 − 113,3) / (2763 − 439,9) = 0,12 кг/с.
Расход пара на деаэрацию:
Dд = ((Gд· i'д + Dвып · i''д) / i"0,7) −((Gхво· i"хво + Dс· i"0,15+Gтех· i'тех ) +
+(Gисх+ Gхво)·iк) / i"0,7,
где i"д −энтальпия выпара насыщенного пара (при давлении в деаэраторе), кДж/кг, [2].
Dд = ((5,97 ·419 + 0,03 · 2683) / 2763) − ((1,28· 335,2 + 0,02· 2693 +0,66· 230,45) +(1,47+1,28) · 439,9)/ 2763 = 0,27 кг/с.

Расчетный расход пара насобственные нужды:
Dснр= Dд +Dхво +Dисх,
Dснр= 0,27+0,053 +0,19 = 0,44 кг/с.
Расчетная паропроизводительностьТГУ:
Dкотр= Dтех + Dснр +Dпот +Dсп,
Dкотр= 1,1 + 0,44+ 0,14 + 3,66 = 5,34 кг/с.
Ошибка расчёта:
Δ = ((Dкотр− Dкот) / Dкотр) ·100 %,
Δ = ((5,34−5,28) / 5,34) ·100 % = 1,1 %.
Ошибка расчёта непревышает 3%, значит расчет проведён верно.
5.3.3Расчёт тепловой схемы паровой котельной для летнего режима
Расход технологическогоконденсата с производства определяется по формуле:
Gтех = μ· Dтех / 100,
где Dтех –расход пара на технологические нужды, кг/с;
μ -долявозврата конденсата, %;
Gтех = 60 ·1,1 / 100 = 0,66 кг/с.
Потери технологическогоконденсата:
Gтехпот =Dтех – Gтех;
Gтехпот =1,1 – 0,66 = 0,44 кг/с.
Нагрузка отопления,вентиляции:
Qов = Qовр · (tвнр – tнв) / (tвнр – tор),
где Qовр– расчётная нагрузка отопления и вентиляции, кВт;
tвнр– расчётная температура внутри помещений, оС;
tор – расчётнаятемпература для проектирования отопления, оС;
tнв –температура наружного воздуха, оС.
Qов = 0
Расход пара на сетевыеподогреватели определяется по формуле:
Dсп= (Qов + Qгв) / (i0,7 "–iк),
где i0,7 "–энтальпия сухого насыщенного пара при давлении 0,7МПа, кДж/кг [2];
iк–энтальпияконденсата возвращённого от потребителя, кДж/кг;
Qгв = 0,82 · Qгвр,
Qгв = 0,82 ·1162,6 = 953,3 кВт,
Dсп = 953,3/(( 2763 – (55 · 4,19 )) = 0,38 кг/с.
Общий расход парапотребителями:
Dвн = Dтех+ Dсп,
Dвн = 1,1 +0,38 = 1,48 кг/с.
Потери пара в тепловойсхеме:
Dпот = 0,03 ·Dвн,
Dпот = 0,03 ·1,48 = 0,04 кг/с.
Расход пара насобственные нужды ТГУ:
Dсн = 0,125 ·Dвн,
Dсн = 0,125 ·1,48 = 0,19 кг/с.
Расход сетевой воды:
Gс=(Qов+ Qгв) / (iс' − iс''),
где iс',iс'' − энтальпия воды в прямой и обратноймагистрали, кДж/кг;
Gс= 953,3 /(70 · 4,19) − (39 · 4,19) = 7,2 кг/с.
Расход воды на подпиткутепловой сети:
Gпод =0,015 ·Gс,
Gпод =0,015 ·7,2 = 0,11 кг/с.
Паропроизводительностькотельной определяется по формуле:
Dкот = Dтех + Dсп+ Dсн+ Dпот,
Dкот = 1,1 +0,38 + 0,19 + 0,04 = 1,71 кг/с.
Сумма потерь пара,конденсата, сетевой воды:
Gпот= Gпоттех+ Dпот + Gпод,
Gпот= 0,44 +0,04 + 0,11 =0,59 кг/с.
Доля потерьтеплоносителя:
Пх = Gпот/ Dкот,
Пх = 0,59 /1,71 = 0,35.
Процент продувки:
Pп= Sх· Пх·100 / (Sкв−Sх·Пх),
где Sх−солесодержаниеисходной воды, мг/кг;
Sкв−солесодержаниекотловой воды, мг/кг, [2];
Pп= 350 · 0,35· 100 / (3000 −350 · 0,35) = 4,38
Расход питательной водына РОУ:
Gроу = Dкот · (i"1,4 −i"0,7) / ( i"1,4 − i"пв),
где i"пв −энтальпия питательной воды, кДж/кг, [2];
i"1,4 −энтальпия сухого насыщенного пара при давлении Р = 1,4 МПа,
кДж/кг, [2].
Gроу = 1,71·(2790 − 2763 ) / ( 2790 − 419 ) = 0,02 кг/с.
ПаропроизводительностьТГУ при рабочих параметрах:
D1,4 = Dкот− Gроу,
D1,4 =1,71 −0,02 = 1,69 кг/с.
Расход продувочной воды:
Gпр = Pп ·D1,4 / 100,
Gпр = 4,3· 1,69 / 100 = 0,07кг/с.
Расход пара из сепараторанепрерывной продувки:
Dс0,15 = Gпр · (iкв − i0',15)/ (i"0,15 − i0',15 ),
где iкв −энтальпия котловой воды, кДж/кг, [2];
i"0,15,i0',15 −энтальпия насыщенного пара и воды, кДж/кг,[2].
Dс0,15 =0,07 · (830 − 467) / (2693 − 467) = 0,01 кг/с.
Расход воды из сепараторанепрерывной продувки:
Gснп = Gпр− Dс0,15,
Gснп = 0,07 −0,01 = 0,06.
Расход воды издеаэратора:
Gд = Dкот+ Gпр + Gподп,
Gд = 1,71+ 0,07+ 0,11 = 1,89 кг/с.
Расход выпара деаэратора:
Dвып = d · Gд,
где d − удельныйрасход выпара из деаэратора, кг/кг, [2].
Dвып = 0,005 ·1,89 = 0,01 кг/с.

Суммарные потери пара иконденсата (уточнённые):
Gпот = Gтехпот + Dпот+ Gпод+ Gснп+ Dвып,
Gпот = 0,44 +0,04+ 0,11+ 0,01+ 0,06 = 0,7 кг/с.
Расход воды:
химически обработанной:
Gхво = Gпот,
Gпот = 0,7кг/с.
исходной:
Gисх = 1,15 · Gхво,
Gисх = 1,15 · 0,7= 0,81 кг/с.
Температура исходной водыпосле охладителя непрерывной продувки:
t = (iисх+ (Gснп/ Gисх) · (i0,15 − iк ) ) / 4,19,
где iис х−энтальпия исходной воды, (при t = 15оС летом), кДж/кг;
iк −энтальпия конденсата, (при t =40оС), кДж/кг.
t = (62,85+ (0,06/ 0,81)· (467 − 167,6)) / 4,19 = 20,3 оС.
Расход пара наподогреватель исходной воды:
Dисх= Gисх · (i"исх − i'исх) / (i"0,7 − iк),
где i"исх,i'исх − энтальпия воды на выходе и входе в подогреватель исходной воды, кДж/кг, [2];
iк−энтальпия конденсата (при давлении в деаэраторе и t = 105оС ),
кДж/кг, [2];
Dисх = 0,81 ·(125,7 − 85,1) / (2763 − 439,9 ) = 0,014кг/с.
Расход пара на подогревательхимически очищенной воды:
Dхво= Gхво · (i"хво − i'хво) / (i"0,7 − iк),
где i"хво −энтальпия химически очищенной воды на выходе из охладителя выпора и на входе вдеаэратор, кДж/кг, [2];
i'хво −энтальпия химически очищенной воды на входе в охладитель выпора, кДж/кг, [2].
Dхво = 0,7 ·(335,3 − 113,3) / (2763 − 439,9 ) = 0,1 кг/с.
Расход пара на деаэрацию:
Dд= ((Gд · i'д + Dвып · i''д) / i"0,7) −((Gхво· i"хво + Dс· i"0,15 +Gтех· i'тех ) + (Gисх+ Gхво) · iк)/ i"0,7,
где i"д −энтальпия выпара насыщенного пара (при давлении в деаэраторе), кДж/кг, [2].
Dд = ((1,89 ·419 + 0,01 · 2683) / 2763) − ((0,7· 335,2 + 0,01· 2693 +0,66· 230,45) +(0,014+0,1) · 439,9)/ 2763 = 0,1 кг/с.
Расчетный расход пара насобственные нужды:
Dснр= Dд +Dхво +Dисх ,
Dснр= 0,1 +0,014 +0,1 = 0,21кг/с.
Расчетнаяпаропроизводительность ТГУ:
Dкотр= Dтех + Dснр +Dпот +Dсп,
Dкотр= 1,1 + 0,24 + 0,04+ 0,38 = 1,73 кг/с.
Ошибка расчёта:
Δ = ((Dкотр− Dкот)/ Dкотр) ·100 %,
Δ = ((1,73−1,71)/ 1,73) ·100 % = 1,2 %.
Ошибка расчёта непревышает 3%, значит расчет проведён верно.
Результаты расчётатепловой схемы котельной сводятся в таблицу 5.
Таблица 5.
Результатырасчёта тепловой схемы котельной
Показатели
Режимы работы
Максимальнозимний
Наиболее холодного месяца
Летний
1
2
3
4 1.Расход технологического конденсата с производства, кг/с 0,66 0,66 0,66 2.Потери технологического конденсата, кг/с 0,44 0,44 0,44 3.Нагрузка отопления, вентиляции, кВт 11116,1 8105,5 0 4.Нагрузка горячего водоснабжения, кВт 1116,2 1116,2 953,3 5.Расход пара на сетевые подогреватели, кг/с 4,84 3,66 0,38 6.Общий расход пара потребителями, кг/с 5,94 4,76 1,48 7.Потери пара в тепловой схеме, кг/с 0,2 0,14 0,04 8.Расход пара на собственные нужды ТГУ, кг/с 0,5 0,38 0,19 9.Расод сетевой воды, кг/с 36,6 38,1 7,2 10.Расход воды на подпитку тепловой сети, кг/с 0,55 0,57 0,11 11.Паропроизводительность котельной, кг/с 6,64 5,28 1,71 12.Сумма потерь пара, конденсата, сетевой воды, кг/с 1,19 1,15 0,59 13.Доля потерь теплоносителя 0,2 0,19 0,35 14.Процент продувки, % 2,38 2,3 4,3 15.Расход питательной воды на РОУ, кг/с 0,1 0,1 0,02 16.Паропоизводительность ТГУ при рабочих параметрах, кг/с 6,54 5,18 1,69 17.Расход продувочной воды, кг/с 0,16 0,12 0,07 18.Расход пара из сепаратора непрерывной продувки, кг/с 0,03 0,02 0,01 19.Расход воды из сепаратора непрерывной продувки, кг/с 0,13 0,1 0,06 20.Расход воды из деаэратора, кг/с 7,35 5,97 1,89 21.Расход выпора из деаэратора, кг/с 0,04 0,03 0,01 22.Суммарные потери пара, конденсата (уточнённые), кг/с 1,36 1,28 0,7
23.Расход воды
а) химически обработанной, кг/с
б) исходной, кг/с

1,36
1,56

1,28
1,47

0,7
0,81 24.Температура исходной воды после охладителя непрерывной продувки, кг/с 11 9,9 20,3 25.Расход пара на подогреватель исходной воды, кг/с 0,05 0,053 0,014 26.Расход пара на подогреватель химически очищенной воды, кг/с 0,13 0,12 0,1 27.Расход пара на деаэрацию, кг/с 0,44 0,66 0,1 28.Расчётный расход пара на собственные нужды, кг/с 0,62 0,44 0,21 29.Расчётная паропроизводительность, кг/с 6,76 5,34 1,73 30.Ошибка расчёта, % 1,7 1,1 1,2
5.4Определение и расчёт продуктов сгорания газа и расхода воздуха
В качестве основноготоплива в котельной используется природный газ, состав которого приведен втаблице 6.
Таблица 6.
Составприродного газа
С Н4, %
С2 Н6, %
С3 Н8, %
С4 Н10, %
С5 Н12, %
N2, %
СО2, % 78,2 4,4 2,2 0,7 0,2 14,2 0,1
Удельная теплота сгораниятоплива равна:
q = 34,16 МДж/м3= 9,49 Вт · ч/м3.
Плотность газа равна: ρ= 0,879 кг/с.
Расход газа определяетсяпо формуле:
B = (Qу ·n) / (q · ηк.а ), (5.31)
где ηк.а– коэффициент полезного действия котлоагрегата,%;
Qу –установленная мощность котлоагрегата, Вт;
n – количество котлов,шт.
B = (4370·4) / (9,49 · 0,92) = 2002 м3/ч.
Теоретически необходимыйобъём воздуха для сжигания газа определяется по формуле:
V0= 0,0476· ∑(m + ( n/4))· Cm· Hn – O2, (5.32)
V0= 0,0476· (2 · 78,2 + 3,5· 4,4 + 5 · 2,2 + 6,5 · 0,7 + 8 · 0,2) = 10,2 м3/ м3.
Фактический расходвоздуха определяется по формуле:
Vв = V0·В· α · ((t + 273,15) / 273,15), (5.33)
где α – коэффициентизбытка воздуха, α =1,05 [4].
Vв = 10,2·2002 · 1,05 · ((28 + 273,15) / 273,15) = 23639,3 м3/ч.
Объём азота в продуктахсгорания определяется по формуле:
VN2 = В· (0,79· V0· α + (N2 /100)),(5.34)
VN2 = 2002 · (0,79·10,2· 1,05 + (14,2/100)) = 16416,4 м3/ч.
Объём трехатомных газов впродуктах сгорания определяется по формуле:
VRO2 = 0,01· В· (СО2 + СО + Н2S +∑mСmHn(5.35)
VRO2 = 0,01· 2002 · (0,1· 78,2+2 · 4,4 + 3 · 2,2 + 4 · 0,7 + 5 · 0,2) = 1951,9 м3/ч.
Объём водяных паров впродуктах сгорания определяется по формуле:
VН2О = В ·(Н2S + Н2 + ∑(n/2)СmHn +0,0161d) · 0,01+0,124·V0 · α,(5.36)
где d – влагосодержание газа, d = 10,4 [4].
VН2О = 2002 ·(2· 78,2+ 3 · 4,4 + 5 · 2,2 + 6 · 0,2 + 0,0161 ·10,4) · 0,01+ + 0,124 · 10,2 · 1,05 = 6301,7 м3/ч.
Объём сухих продуктовсгорания определяется по формуле:
VС2 = VRO2 + VN2+ (α – 1) · V0 · В, (5.37)
VС2 = 1951,9 +16416,4 + (1,05 – 1) · 10,2· 2002 = 28578,5 м3/ч.
Объём продуктов сгоранияопределяется по формуле:
V2 = VС2+ VН2О,(5.38)
V2 = 28578,5 +6301,7 = 34880,2 м3/ч.
5.5 Выборосновного и вспомогательного оборудования
Основное оборудованиекотельной – паровые котлы. В котельных промышленных предприятий с небольшимпотреблением пара большое распространение получили котлы типа Е. Котел двухбарабанный, с естественной циркуляцией, барабаны котла расположены по однойвертикальной оси, котельный пучок разделен двумя перегородками из жаропрочнойстали, образующими газоходы. Топка имеет боковые и верхние экраны. Каждый котелоборудован одной горелкой, индивидуальным вентилятором и дымососом.
В проектируемойкотельной, принимается к установке 4 котла Е 1‑9, с номинальнойпаропроизводительностью 1,81 кг/с, [2].
Вспомогательнымоборудованием котельной является:
деаэратор;
сетевые, питательные,подпиточные насосы, насос исходной воды, конденсатный насос;
подогреватели исходной,химически очищенной, сетевой воды;
редукционно‑охладительнаяустановка;
баковое хозяйство итрубопроводы.
Выбор деаэратора.
Деаэрация питательнойводы паровых котлов и подпиточной воды тепловых сетей, является обязательнойдля всех котельных. Деаэраторы предназначены для удаления из воды растворенныхв ней неконденсирующихся газов. Присутствие в питательной и подпиточной водекислорода и углекислоты приводят к коррозии питательных трубопроводов,кипятильных труб, барабанов котлов и сетевых трубопроводов, что может привестик тяжелой аварии.В проектируемой котельной устанавливается два атмосферныхдеаэратора ДА‑1, с номинальной производительностью 1 т/ч, рабочимдавлением 0,12 Мпа, температурой деаэрированной воды 104 0С, [2].
Сетевые насосы водо‑подогревательныхустановок выбираются по расчетному расходу сетевой воды и напору, которыйдолжен быть достаточным, чтобы покрывать все гидравлические сопротивления сети.Сетевые насосы, как правило, устанавливаются на обратной линии сетевой воды доПСВ, и перекачивают воду с температурой до 70 0С. В проектируемойкотельной устанавливается следующий сетевой насос, [3]:
тип ‑ 6К8;
подача – 140 м3/ч;
напор – 36 м;
мощность двигателя – 28КВт.
Питательный насос долженобеспечивать необходимый расход питательной воды, при давлении соответствующемуполному открытию рабочих предохранительных клапанов, установленных на паровомкотле. Для питания паровых котлов устанавливается не менее двух насосов снезависимыми приводами. Один из насосов должен иметь паровой привод.Производительность каждого питательного насоса должна быть не менее 110 %,максимальной паропроизводительности всех котлов, что составляет 8 т/ч.
Напор создаваемый насосомдля перекачки конденсата в паровые котлы определяется по формуле:
Hн = 10 ∙Pк + (10…20), (5.39)
где Pк –рабочее давление пара в котле, кг/см2;
10…20 – необходимый запаснапора насоса, м; [1].
Hн = 10 ∙9+ 15 = 105 м.
Выбирается центробежныйсетевой насос, [2]:
тип – ЦНСГ 13‑105;
подача – 13 м3/ч;
напор – 105 м;
мощность двигателя – 7,5КВт.
Выбирается паровой насос,[3]:
тип – ПНП‑13;
подача – 13 м3/ч;
напор – 108 м.
Насос исходной воды:
тип – К8/18;
подача – 8м3/ч;
напор – 19 м;
мощность двигателя – 0,8КВт.
Подпиточный насос:
тип – 1,5 К – 6б;
подача – 4 м3/ч;
напор – 12 м;
мощность двигателя – 0,5КВт.
Во всех схемахпромышленных котельных применяются подогреватели воды и другие теплообменникиразличного назначения. Подогрев воды в паровых котельных производится в паровыхподогревателях.
Теплообменники выбираютсяпо расчетной площади теплообмена, которая определяется по формуле:
F = G ∙ (iп –iк) / (t1‑ t2) ∙ К, (5.40)
где G – расход пара наподогреватель, т/ч;
t1, t2 –температура воды на входе и на выходе из подогревателя,0С;
К – коэффициенттеплоотдачи, принимается равным 1500Вт/м2∙К.
Выбирается подогреватель исходнойводы, [2]:
Тип ‑ ПП2‑24‑7‑IV;
Площадь поверхностинагрева, м2 – 24,4;
Диаметр корпуса, мм‑480;
Номинальный расход воды,т/ч‑41,7.
Выбирается подогревательхимически очищенной воды, [2]:
Тип ‑ ПП2‑17‑7‑IV;
Площадь поверхностинагрева, м2 – 17,2;
Диаметр корпуса, мм ‑426;
Номинальный расход воды,т/ч – 29,4.
Выбирается подогревательсетевой воды, [2]:
Тип – ПСВ‑200‑7‑15;
Площадь поверхностинагрева, м2 – 200;
Избыточное рабочеедавление в паровом пространстве, Мпа ‑ 0,7;
Избыточное рабочеедавление в водяном пространстве, Мпа ‑ 1,5.
Для сбора и храненияконденсата устанавливается конденсатный бак, с запасом конденсата на 0,5‑1ч.
Необходимая емкость бакаопределяется по формуле:
Vб = D ∙n / γ, (5.41)
где D ‑паропроизводительность котлов, кг/ч;
n ‑ количествокотлов, шт;
γ‑весконденсата при данной температуре, принимается равным
977,81 кг/м3[4].
Vб = 6516 ∙4 / 977,81 =26,6 м3.
Исходя из расчётов,выбирается бак 10Е011 ёмкостью 26 м3. Бак сварен из 3‑ммлистовой стали, снабжён крышкой с люком и водомерным стеклом.
Выбор дымососа ивентилятора.
Производительностьюдымососа называют объем перемещаемых машиной продуктов сгорания в единицувремени. Необходимая расчетная производительность дымососа определяется сучетом условий всасывания, т.е. избыточного давления или разряжения,температуры перед машиной, и представляет собой действительный объем продуктовсгорания или воздуха, которые должен перемещать дымосос.
Расчетнаяпроизводительность дымососа определяется по формуле:
Qд = (β1∙V ∙ 101080) / hб, (5.42)
где β1 –коэффициент запаса по производительности, [6];
V – расход продуктовсгорания, м3/ч;
hб –барометрическое давление на месте установки, hб = 99600 Па.
Qд = (1,1∙8720 ∙ 101080) / 99600 = 9734,5 м3/ч.
Расчетное полноедавление, которое должен создавать дымосос принимаем по [6].
Нр = 1,0 кПа.
По производительности ипо напору принимается к установке дымосос
ДН – 8 спроизводительностью 10 ∙ 103 м3/ч, и напором 1,08кПа, [6].
Вентилятор выбираем порасходу воздуха и по напору:
Qвн = 6597,3 м3/ч.
Нвн = 1,6 кПа.
Принимаем к установкевентилятор с производительностью 8 ∙ 103 м3/ч, инапором 1,72 кПа, [6].
5.6 учёт отпускаемой теплоты
Для учёта отпускаемойтеплоты потребителям на нужды отопления и в виде пара устанавливается расходомерысерии РОСВ. Схема подключения показана на рис .
/>
Рис.

– ПП – РОСВ;
– трубопровод;
– арматура (вентиль,задвижка, колено и т.п.);
– линия связи ПП – РОСВ– СПЭ – РОСВ (до 500 м);
– СПЭ – ТОСВ.
РОСВ предназначены дляизмерения объёмного расхода и количества в единицах объёма холодной и горячейводы и других невзрывоопасных и неагрессивных по отношению к применяемымконструктивным материалам жидкостей на предприятиях, а также применяются длятехнического учёта водопотребления в системах холодного и горячеговодоснабжения жилых, общественных, промышленных зданий. РОСВ служит дляизмерения объёмного расхода и количества жидкости с климатической вязкостью от0,2 до 1,8 мм, при давлении в измеряемом трубопроводе до 2,5 Мпа.
РОСВ состоит изпреобразователя объёмного первичного расхода (вихревого) ПП‑РОСВ исчётчика‑преобразователя (электронного) СПЭ‑РОСВ. ПП‑РОСВосуществляет преобразование расхода жидкости в частотно‑импульсный сигналс частотой следования импульсов, пропорционально расходу, а СПЭ‑РОСВпреобразует эти сигналы в выходные.
ПО устойчивости квоздействию температуры и влажности окружающего воздуха ПП‑РОСВ имеетисполнение УХЛ, категории размещения 1 по ГОСТ15150‑69, для работы притемпературе окружающего воздуха от ‑40 до +50 0С, и СПЭ‑РОСВимеющее исполнение УХЛ, категории размещения 4.2 по ГОСТ 15150‑69, дляработы при температуре окружающей среды от‑5 до +50 0С.
РОСВ устойчив квоздействию внешнего магнитного поля напряженностью до 400 А/м и переменногомагнитного поля напряженностью до 80 А/м.
Температура измеряемойсреды от 2 до 150 0С. Питание осуществляется от сети переменноготока напряжением 220 В, частотой 50 Гц. Потребляемая мощность при номинальномнапряжении питания не превышает 20 ВА. Полный средний срок службы не менее 12лет.
Принцип действия основанна преобразовании и измерении количества вихрей, срывающихся с поверхностиплохо обтекаемого тела, помещённого в потоке. Частота срыва вихрей и ихколичество прямо пропорциональны величине контролируемого расхода к измеряемомуобъёму протекающей жидкости. Фиксация срыва вихрей производится чувствительнымэлементом, выполненным в виде плавающего диска, и индивидуальным узлом съёмасигнала, выполненным в виде катушки, помещённой в теле обтекания.
При наличии расхода ПП‑РОСВс острых граней большого основания трапецеидального тела обтекания переменносрываются вихри, при этом на боковые поверхности тела обтекания действуетзнакопеременный период давления, а в каналах между отверстиями дисковой камерыимеет место знакопеременный переток жидкости, который увлекает диск изаставляет его совершать колебательное движение с частотой вихреобразования.
УСС построенотрансформаторной схеме и содержит генераторную обмотку и две сигнальныеобмотки, включенные встречно. Генераторная обмотка запитывается высокочастотным напряжением, а с сигнальных обмоток снимаетсяамплитудно-модулированный сигнал, причем частоты модуляции равны частотевихреобразования и пропорциональны расходу жидкости.

6.Безопасность и экологичность

6.1 Анализсостояния безопасности

6.1.1Анализ и оценка условий труда
Условия труда этосовокупность факторов производственной среды, оказывающие влияние на здоровье иработоспособность человека в процессе труда. Благоприятные условия труда нетолько сохраняют здоровье работающим, но и обеспечивают высокуюпроизводительность и предотвращают травматизм.
Созданию на ОАО «САРЭКС»безопасных условий труда уделяется достаточно внимания. Освещенность на каждомрабочем месте замеряется и доводится до норм своевременно. Для поддержаниятемпературного режима во всех цехах предприятия предусмотрено центральноеотопление, а для необходимого воздухообмена в цехах предприятия предусмотреноустройство приточно‑вытяжной вентиляции.
На предприятии имеютсякарты оценки условий труда на рабочих местах, которые составляются комиссией всоставе инженера по технике безопасности, инженера по НОТ, начальников цехов.Карты разрабатываются с целью установления доплаты за неблагоприятные условиятруда. На каждом рабочем месте замерялось влияние вредных факторов химическихвеществ, пыли, газа, шума, вибрации, определялся температурный режим иосвещенность, тяжесть труда. Данное обследование проводилось на основанииТипового положения об оценке условий труда на рабочих местах, утвержденногоГоскомитетом по труду и социальным вопросам № 387/2278 от 3.10.86г. Напредприятии имеется ряд профессий и работ с тяжелыми, вредными, особо тяжелымии особо вредными условиями труда.
По данным отчета 1‑Т«О состоянии условий труда льготных и компенсационных выплат за работу внеблагоприятных условиях туда» за 2000 год из 1234 человек списочного составана конец года:
118 человек работают вусловиях, не отвечающих санитарно ‑ гигиеническим нормам;
13 человек под действиемповышенного уровня шума, ультразвука, инфразвука;
9 человек – повышенногоуровня вибрации;
57 человек – повышеннойзагазованности воздуха рабочей зоны.
При этом за работу внеблагоприятных условиях труда пользуются правом дополнительного отпуска‑108человек; бесплатного получения молока или других равноценных продуктов‑670человек; повышенных тарифных ставок и окладов‑108 человек;государственной пенсии на льготных условиях‑108 человек.
Все рабочие ОАО «САРЭКС»обеспечены спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты.
Затраты на улучшениеусловий труда за 2000 год составили:
‑ израсходовано намероприятия по охране труда, тыс. руб – 1035,85;
из них:
‑ по коллективномудоговору, тыс. руб ‑ 144,36;
‑ на спецодежду,спецобувь, тыс. руб ‑ 432,00;
‑ на спецмолоко илидругие равноценные пищевые продукты, тыс. руб ‑ 459,49.

6.1.2Анализ и оценка показателей производственного травматизма
Производственныйтравматизм, как и потери рабочего времени по общей заболеваемости несет ущербэкономике предприятия. Систематическое изучение и анализ травматизма и потерьрабочего времени по заболеваемости, устранение причин их вызывающих, приводит кзначительному сокращению его возникновения. Травмы могут быть вызваныразличными факторами: механическим, химическими, термическими и др.
Причинами травматизма восновном являются организационные причины, включающие в себя несвоевременноепроведение инструктажа по технике безопасности, отсутствие предупредительныхнадписей, низкий уровень знаний по эксплуатации закрепленной техники илиоборудования.
Механические причины:отсутствие и неудовлетворительное содержание ограждений опасных участков,неисправность машин, оборудования, инструментов, приспособлений илинесоответствие их конструкции требованиям охраны труда, работа оборудования нанедопустимых режимах.
Санитарно‑гигиеническиепричины: неудовлетворительное содержание рабочих мест и производства,запыленность и загазованность производственных помещений, несоответствиеспецодежды рабочего.
Расследование и учетнесчастных случаев связанных с производством, осуществляется в соответствии сдействующим положением о порядке расследования и учета несчастных случаев напроизводстве от 3.6.1995 года № 558. При этом устанавливаются как причинанесчастного случая, так и виновные, это делается для того, чтобы принять меры,предупреждающие возможность их повторения.
Анализ производственноготравматизма имевшего место на ОАО «САРЭКС» за последние три года приведен втаблице 7.
Таблица 7.
Производственныйтравматизм и потери то него.
Наименование показателей
Годы
1998
1999
2000
1.Число пострадавших с утратой трудоспособности на 1 рабочий день и более:
из них:
женщин
подростков
в состоянии опьянения
со смертельным исходом
18
2
−
−
−
11
−
−
−
−
8
1
−
−
− 2.Количество человеко‑дней нетрудоспособности 392 393 213 3.Максимальные последствия несчастных случаев (сумма ущерба), тыс. руб 32,7 30,5 25,6 4.Средне списочная численность работающих, чел 1304 1265 1234
Анализ причинпроизводственного травматизма показал, что большинство несчастных случаевпроизошло из‑за несоблюдения правил техники безопасности и санитариисамими пострадавшими и отсутствием контроля, за их соблюдением со стороныответственных лиц. По всем произошедшим случаям проведено служебное расследование,составлены акты, выявленные виновные привлечены к ответственности.
Для оценки показателейпроизводственного травматизма используют следующие показатели:
1.Частота травматизмаопределяется по количеству травм, приходящихся на 1000 человек работающих:
Кч = (Т/Р) ∙1000, (6.1)
где Кч –коэффициент частоты травматизма;
Т – количествонесчастных случаев за год;
Р – средне годоваячисленность работающих.
2. Показатель тяжеститравматизма определяется отношением количества потерянных дней нетрудоспособностик числу несчастных случаев:
Кт = Д / Т, (6.2)
где Кт –коэффициент тяжести травматизма;
Т – количество травм загод, за исключением смертельных случаев;
Д – количество днейнетрудоспособности за год.
3. Коэффициенттравматизма определяется отношением числа травм к численности работающих, онисчисляется в процентах:
Ктр = (Т / Р) ∙100 %. (6.3)
По приведенным вышеформулам произведем расчет показателей производственного травматизма за 2000г.
1. Кч = (8 /1234) ∙1000 = 6,5.
2. Кт = 213 /8 = 26,6.
3. Ктр = (8/1234) ∙100 % = 0,65.
Показатели травматизма запредшествующие года рассчитываются аналогично, результаты заносятся в таблицу8.
Таблица 8.
Показателипроизводственного травматизма
Показатели
Годы
1998
1999
2000 1. Среднесписочная численность работающих, чел 1304 1265 1234 2. Количество несчастных случаев 18 11 8 3. Количество дней нетрудоспособноти, дней 392 393 213 4. Коэффициент частоты 13,80 8,69 6,50 5. Коэффициент тяжести 23,05 35,70 26,60 6. Коэффициент травматизма 1,40 0,86 0,64
Анализируя данныетаблицы, можно сделать вывод, что на ОАО «САРЭКС» наметилась тенденция кснижению основных показателей травматизма. Так, количество несчастных случаевна 1одного работающего снизилось за последние три года с 18 до 88 человек, а коэффициенттравматизма с 1,4 до 0,64, т.е на 76%.
Производственныйтравматизм наносит существенный ущерб экономике предприятия. Для определениявлияния производственного травматизма на работоспособность предприятияиспользуются коэффициенты трудоспособности и нетрудоспособности.
Коэффициенттрудоспособности определяется по формуле:
Ктр = 1‑Д / (Ф ∙ Р), (6. 4)
где Д – количество днейнетрудоспособности за год;
Р – среднесписочнаячисленность работающих;
Ф – фонд рабочеговремени.
Коэффициент не трудоспособностиопределяется по формуле:
Ктт = Д / (Ф ∙Р). (6.5)
Для 2000г.
Ктр = 1‑213 / (251 ∙ 1234) = 0,99.
Ктт = 213 /(251∙ 1234) = 0,068.
Экономические показателиза предшествующие годы рассчитываются аналогично, данные заносятся в таблицу 9.
Таблица 9.
Экономическиепоказатели травматизма

Показатели
Годы
1998
1999
2000 1.Годовой фонд рабочего времени, дней 252 251 251 2.Дней нетрудоспособности, дней 392 393 213 3.Средне списочная численность работающих, чел 1304 1265 1234 4.Коэффициент трудоспособности, % 92 98 99 5. Коэффициент не трудоспособности, % 0,12 0,123 0,068
6.2Разработка мероприятий по безопасности и экологичности
6.2.1Анализ организации службы охраны труда на предприятии
Организация работы посозданию здоровых и безопасных условий труда, предупреждению производственноготравматизма, профессиональных заболеваний, а также соблюдению законодательствапо охране труда, возложена на предприятии на бюро инспекции безопасности,которое проводит свою работу по планам, утвержденным главным инженером ОАО«САРЭКС» в пределах должностной инструкции.
Служба охраны труда итехники безопасности создана приказом ген. директора предприятия, ируководствуется в своей работе законодательным и другими нормативными актами.
Инспектор по техникебезопасности разрабатывает совместно со специалистами структурных подразделенийи профсоюзным комитетом комплексный план улучшений условий, охраны труда исанитарно-оздоровительных мероприятий, и осуществляет контроль за еговыполнением. Организует проведение вводного инструктажа и осуществляет контрольза проведением инструктажей на каждом рабочем месте, участвует в расследованиинесчастных случаев. Совместно с начальниками служб занимается составлениемзаявок на средства индивидуальной защиты и контролирует своевременную выдачуспецодежды. Инспектор по технике безопасности проверяет состояние охраны трудаво всех подразделениях предприятия и дает предписание по устранению выявленныхнедостатков.
Требует от руководителейподразделений отстранения от работы лиц, не имеющих допуска к выполнению даннойработы или грубо нарушающих правила, нормы и инструкции по охране труда.Участвует в проведении смотров культуры производства, для охраны труда,рассматривает итоги выполненной работы, выносит руководству предприятия предложенияо поощрениях работников за высокопроизводительный труд без травм и аварий, опривлечении работников к ответственности за нарушение законодательных инормативных актов, невыполнение приказов, распоряжений и указаний по охранетруда.
Одним из основных методовпрофилактики производственного травматизма, общей и профессиональнойзаболеваемости является трехступенчатый контроль за состоянием охраны труда.
Трехступенчатый(административно-общественный) контроль в системе управления охраной трудаявляется основной формой контроля администрации и комитетов профсоюзапредприятия за состоянием условий и безопасности труда на рабочих местах,производственных участках, в цехах, а также соблюдением всеми службами,должностными лицами и работающими требований трудового законодательства,стандартов безопасности труда, правил, норм, инструкций и других нормативно −технических документов по охране труда.
Трехступенчатый контрольне исключает проведение административного контроля в соответствии сдолжностными обязанностями руководителей и инженерно − техническихработников предприятия.
В зависимости отспецификации производства, структуры предприятия и масштабов его подразделений,трехступенчатый контроль за состоянием охраны труда проводится:
на первой ступени −на участке цеха, в сменной бригаде;
на второй ступени −в цехе, на производстве или участке предприятия;
на третьей ступени −на предприятии в целом.
Отнесениепроизводственных подразделений к объектам трехступенчатого контроляпроизводится администрацией и комитетом профсоюза предприятия. Профсоюзныйкомитет, обучает и закрепляет за участками и цехами общественных инспекторов поохране труда участвующих в проведении контроля. В качестве ответственных лиц запроведением контроля на каждой ступени, и лиц, привлекаемых к участию вконтроле, в состав комиссии назначается.
На первой ступени −механики цехов, мастера производства, начальник смены и общественный инспекторпо охране труда. К участию в проверке состояния условий труда напроизводственном участке рекомендуется привлекать дежурных по охране труда.
На первой ступенитрехступенчатого контроля рекомендуется проверять:
выполнение мероприятий поустранению нарушений, выявленных предыдущей проверкой:
состояние и правильностьорганизации рабочих мест (расположение и наличие необходимого инструмента,приспособлений, заготовок и др.):
состояние проходов,переходов, проездов;
безопасностьтехнологического оборудования, грузоподъемных и транспортных средств;
соблюдение работающимиправил электробезопасности при работе на электроустановках и сэлектроинструментом;
соблюдение правилскладирования заготовок и готовой продукции;
исправностьприточно-вытяжной вентиляции, местных отсосов, пыли и газоулавливающихустройств;
соблюдение правилбезопасности при работе с вредными и пожаро- и взрывоопасными веществами иматериалами;
наличие и соблюдениеработающими инструкций по охране труда и использование средств индивидуальнойзащиты.
Вторая ступень проводитсякомиссией, возглавляемой начальником цеха и старшим общественным инспектором поохране труда, не реже двух раз в месяц. В состав комиссии входят руководителитехнических служб цеха, инженер отдела охраны труда предприятия, медработникзакрепленный за цехом.
На второй ступенирекомендуется проверять:
организацию и результатработы первой ступени контроля;
выполнение мероприятий,намеченных после проведения второй и третьей ступеней контроля;
выполнение приказов ираспоряжений руководителя предприятия и начальника цеха, решений комитетапрофсоюза, предложений общественных инспекторов по вопросам охраны труда;
выполнение мероприятий,по материалам расследования несчастных случаев.
Третья ступень контроляпроводится комиссией, возглавляемой руководителем или главным инженеромпредприятия и председателем совета профсоюза не реже одного раза в квартал. Всостав комиссии входят заместитель главного инженера по охране труда,руководители технических служб, руководитель технадзора за зданиями исооружениями.
На третьей ступенирекомендуется проверять:
организацию и результатыработы первой и второй ступеней контроля;
выполнение мероприятий,по материалам расследования тяжелых и групповых несчастных случаев и аварий;
наличие и правильностьведения паспорта санитарно‑технического состояния и содержание условийтруда в цехе;
организацию внедрениястандартов безопасности труда;
техническое состояние исодержание зданий и сооружений, помещений цехов и прилегающих к ним территориив соответствии с требованиями нормативно‑ технической документации поохране труда;
подготовленностьперсонала цеха к работе в аварийных условиях;
соблюдениеустановленного режима труда и отдыха, трудовой дисциплины.
Результаты проверкиоформляются актом и в недельный срок обсуждаются на совещаниях у руководителяпредприятия с участием профсоюзного актива.

6.2.2 Расчетосвещения
Естественное освещение,проникающее в помещение через световые проемы, создает у человека ощущение непосредственнойсвязи с окружающей средой, оказывает успокаивающее и тонизирующее воздействиена его организм. Естественное освещение осуществляется боковым светом черезокна котельной.
Искусственное освещениеустраивают в производственных помещениях, а также в местах работы на открытыхплощадках. Источником искусственного освещения служат лампы накаливания,люминесцентные и газоразрядные лампы. Искусственное освещение в соответствии сустановленными нормами должно обеспечивать равномерную освещенность на рабочемместе, а также участках помещений.
Для расчета общего равномерногоосвещения чаще всего используют метод коэффициента использования. При расчетеучитывают как прямой, так и отраженный свет.
Высота помещенияустановки котлов ‑ 6,5 м, длина помещения –18 м, ширина – 6 м. Выбираемдля освещения помещения котлов светильник марки ‑ РСП08 с газоразряднымилампами ДРЛ – 80.
Определяем количествосветильников для данного помещения по формуле:
N = E · R · S ·Z / (Ф· η), (6.6)
где Е – заданнаяминимальная освещенность, Е = 100, лк [5];
R – коэффициент запаса,R =1,5;
S – освещаемая площадь,м2;
Z – коэффициентминимальной освещенности, Z =1,15;
Ф – световой потоклампы, для лампы ДРЛ – 80, Ф = 3200 лм;
η – коэффициентиспользования
светового потока,зависит от индекса помещения.
Индекс помещенияопределяется по формуле:
I = (A · B) / h ·(A + B), (6.7)
где А, В – длина и ширинапомещения, м;
h – высота подвесасветильника, м.
I = (6 · 18) / 6 ·(6 + 18) = 0,75.
Принимается, согласно [5]I = 0,8 и коэффициент использования η = 0,54.

N = 100 · 1,5 ·108 · 1,15 / (3200 · 0,54) = 8,6 шт.
Принимаем 9 светильников.
Расчет освещения остальныхпомещений котельной производится аналогично, данные заносятся в таблицу 10.
Таблица 10.
Расчетныеданные выбора ламп
Наименование помещения
Тип светильника
Тип лампы
Мощность лампы, Вт
Световой поток, лм
Количество ламп, шт Помещение установки котлов РСП08 ДРЛ 80 3200 9 Вспомогательное помещение РСП08 ДРЛ 80 3200 5 Бытовые помещения ПВЛМ ЛБР 2*40 4160 6 Коридор ПВЛМ ЛБР 2*40 2130 2
6.2.3Мероприятия по электробезопасности
Помещение котельной поопасности поражения людей электрическим током относится к особо опасным,согласно ПУЭ. В электрических установках запрещается работать на токоведущихчастях под напряжением. Поэтому здесь важно, чтобы однофазные выключатели былиустановлены в фазном проводе, а не в нулевом для того, чтобы в нулевом проводе,во время работы установки не было тока и падения напряжения, которое вызвало быдлительно существующий на зануленных частях потенциал относительно земли.
Допускается выполнятьработу под напряжением на токоведущих частях, если она производится непосредственнона них с применением необходимых средств защиты от поражения электрическимтоком. Устранение неисправностей в системе электроснабжения разрешаетсяпроизводить только электрику. Обеспечение безопасности персонала обслуживающегоэлектроустановки, а также, лиц, связанных с их обслуживанием электроустановок времонтной базе необходимо соблюдать следующие защитные мероприятия:
вести постоянный контрольизоляции при помощи прибора постоянного контроля (ПНК);
защита от случайногоприкосновения к токоведущим частям;
применение механическихблокировок;
покрытие механическихкорпусов слоем электроизоляционного материала;
зануление и заземлениекорпусов электрооборудования: трансформаторная подстанция заземлена контуром,расположенным по периметру корпуса, нулевой провод сети соединен с контуромзаземления и шиной нулевого провода проложенного во всех помещениях корпусакотельной, к этой шине проведено зануление всех токоприемников находящихся впомещении корпуса;
применениепредупредительной сигнализации.
6.2.4Мероприятия по пожарной безопасности
По пожарной опасностипомещения котельной относятся к категории Б. В соответствии с типовымиправилами пожарной безопасности в котельной несут руководители котельной,которые обязаны:
обеспечить соблюдение навведенных им участках работы установленного противопожарного режима;
следить за исправностьюпроизводственных установок и немедленно принимать меры к устранениюобнаруженных неисправностей, которые могут привести к пожару;
обеспечить постояннуюготовность к применению имеющихся средств пожаротушения, связи и сигнализации.
Основными причинамипожара в котельной являются:
взрыв газов в топках идымоходах;
вылетающие из дымовойтрубы искры;
неисправностиэлектрооборудования, электропроводки, а также нарушение правил эксплуатацииоборудования.
При возникновении пожараоператор обязан немедленно сообщить об этом пожарной охране или лицуответственному за котельную. Если пожар непосредственно угрожает помещениюкотельной, необходимо остановить котлы в аварийном порядке (выключитьпитательные устройства, остановить вентиляторы и дымососы, удалить топливо изтопки). Шибберы поддувания окна и двери котельной должны быть закрыты. Послеэтого следует выпустить пар в атмосферу путем открывания предохранительныхклапанов, и немедленно приступить к тушению пожара всеми имеющимисяпротивопожарными средствами.
Исходя из площадипомещения котельной и нормативной площади действия одного огнетушителя,применяются огнетушители типа ОУБ (углекислотно-бромэтиловый), так как ониспользуется для тушения твердых и жидких горючих веществ, а такжеэлектроустановок находящихся под напряжением, поскольку бром этил не проводитэлектрический ток. Также для тушения пожара в котельной устанавливаются ящики спеском, и монтируется противопожарный водопровод.
Количество огнетушителейопределяется по формуле:
N = Fоб / Fн,(6.8)
где Fоб ‑площадь котельной, м2;
Fн ‑нормативная площадь на один огнетушитель, м2.
N = 216 / 50 = 4,32 шт.
Принимаем 5 огнетушителейтипа ОУБ – 5.
В котельной устанавливаемдва пожарных крана с длиной рукава 40 м.
Требуемое количество водыдля тушения пожара определяем по формуле:
Q = 3,6 · q · t· n, (6.9)

где q ‑ расходводы, л/с;
t ‑ расчетнаяпродолжительность пожара, ч;
n ‑ числоодновременных пожаров, шт.
Q = 3,6 · 10 ·3· 2 = 216 м3.
Также в котельнойустанавливаем закрытые ящики с песком емкостью 1 м3.
6.2.5Расчет рассеивания вредных примесей и высоты дымовой трубы
Загрязнение воздушнойсреды котельными установками связано с выбросом в дымовую трубу токсичных газовSO2, SO3 и мелко дисперсной золы. Кромеэтого, при высоких температурах в ядре факела происходит частичное окислениеазота с образованием окиси азота NO и NO2.
При неполном сгораниитоплива в продуктах сгорания могут появиться оксид углерода, и даже метан CH4. Основным показателем, характеризующим загрязнениевоздушной среды, является выброс вредностей в единицу времени.
Расчет рассеиваниявредных примесей в атмосферу производится в соответствии с санитарными нормамиСН‑369‑74 при неблагоприятных метеорологических условиях, а именнопри опасной скорости ветра. Под опасной скоростью ветра понимается скорость,при которой концентрация вредных примесей на уровне обитания человека достигаетмаксимальных значений.
В современныхпроизводственных и отопительных котельных дымовая труба служит не для созданиятяги, а для отвода продуктов сгорания на определенную высоту, при которойобеспечивается рассеивание вредностей до допустимых санитарными нормамиконцентрации в зоне нахождения людей. За стандарт качества воздуха принимаютсяпредельно допустимые концентрации (ПДК) различных токсичных веществ.
Минимальная высотадымовой трубы рассчитывается в следующей последовательности.
Определяется выбросоксидов азота, рассчитываемый по NO2:
MNO2= 0.034· β1· R · B ·(1‑ qи /100) · (1‑ β2 r) · β3, (6.10)
где β1 ‑поправочный коэффициент, учитывающий качество сжигаемого топлива, β1 =0,85, [4];
R – коэффициент,характеризующий выход оксидов азота на 1т сжигаемого топлива;
B – расчетный часовойрасход топлива, м3/ч;
β2 –коэффициент, характеризующий эффективность возделывания рециркулирующихпродуктов, β2 = 0,02, [4];
β3 –коэффициент, учитывающий концентрацию горелок, β3 = 1, [4];
r – степень рециркуляциипродуктов сгорания, r = 10, [4];
qи – потеритеплоты от механической неполноты сгорания, qи = 0, [4].
R = 2,5 · Qуст / (20 + Qуст), (6.11)
где Qуст – установленная тепловая мощностькотельной, МВт.
R = 2,5 · 14,6 / (20 + 14,6 ) = 0,95
MNO2 = 0.034·0,85· 0,95 · 2002 ·(1‑ 0 /100) · (1‑0,02 ·10) · 1= 10,9 г/с.
Диаметр устья дымовойтрубы определяется по формуле:
Dтр = √4 · Vтр / (π · ωвых), (6.12)
где Vтр –объемный расход продуктов сгорания через трубу, м3/с;
ωвых –скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы, м/с, [4].
Dтр = √4 · 9,05/ (3,14 · 20) = 0,75 м.
По [4], принимаетсястандартный диаметр 1,2м.
Высота трубы определяетсяпо формуле:
Н=√[А · (МSO2 + (ПДКSO2 /ПДКNO2)· МNO2) / ПДКSO2] ·√ Z/(Vтр· ∆t), (6.13)
где МSO2 – выброс SO2 не учитывается;
А – коэффициент,зависящий от метеорологических условий, [4];
Z – число труб;
∆t – разностьтемператур выбрасываемых газов и средней температуры воздуха, [4].
Н = √ [120·((0,05/ 0,85) · 10,9) / 0,05] · √ 1 / (9,05·200) = 20,3 м.
Определяем высоту дымовойтрубы во втором приближении.
Определяем коэффициенты fи Vм поформулам:
f = (103 · ωвых2· Dтр)/ (Н2 · ∆t), (6.14)
f = (103 · 202 ·1,2)/ (20,32 · 200) = 5,82.
Vм = 0,65·√ (Vтр· ∆t) / Н, (6.15)
Vм = 0,65·√ (9,05· 200) / 20,3 = 6,14.
По [4] определяемкоэффициенты m и n: m =1,16; n =1.
Определяем минимальнуювысоту дымовой трубы во втором приближении:
Н1 = Н √m · n, (6.16)
Н1 = 20,3 √1,16 · 1 = 21,3 м.
По [4], выбирается дымоваятруба из кирпича диаметром 1,2 м, высотой 30 м.

7. Технико-экономическиепоказатели
К системе технико-экономическихпоказателей при проектировании котельной относятся суммарные и удельныекапиталовложения, ежегодные издержки производства, себестоимость продукции.
Капитальные вложения –затраты на содержание основных фондов котельной. К ним относятся затраты наприобретение оборудования, строительно-монтажные и прочие капитальные затраты.
Ежегодные издержкипроизводства учитывают затраты на топливо и электроэнергию, воду ивспомогательные материалы, заработную плату и отчисления на социальное страхование,амортизацию основных фондов, текущий ремонт и прочие расходы.
Основные статьи затрат:
Затраты на топливо.Учитываются затраты на все топливо, расходуемое котельной на производствотепла, включая расход топлива на пуск и наладку нового оборудования и нарастопку котлоагрегатов; затраты на прием, хранение, обработку итранспортировку топлива.
Заработная плата сначислениями (основная и дополнительная эксплуатационного персонала, в томчисле и ИТР и служащих) и отчисления на социальное страхование.
Затраты на амортизацию впроцентах от стоимости основных фондов по «Нормам амортизационных отчислений поосновным фондам народного хозяйства» по группе «Теплотехническое оборудование икотельные установки» с учетом вида топлива и фактического числа часов работы вгоду.
Затраты на текущийремонт, для котельных закрытого типа составляют 20% амортизационных отчислений.
Прочие расходы – восновном общекотельные расходы.
Годовая выработка тепла котельной определяется по формуле:
Qгодотн = 24 · Qо.ср · nо + 16 · Qв.ср · nо + Qг.вгод + Qпгод, (7.1)
где Qо.ср ‑средне часовая выработка тепла на отопление за отопительный период, Гкал/год;
Qв.ср ‑средне часовая выработка тепла на вентиляцию за отопительный период, Гкал/год;
Qг.вгод– годовая выработка тепла на горячее водоснабжение, Гкал/год;
Qпгод– годовая выработка тепла на производство пара, Гкал/год.
Qо.ср = Qо ·(tвн – tср.о) / ( tвн – tо.р), (7.2)
где Qо –отопительная нагрузка, Гкал/ч;
tср.о –средняя температура наружного воздуха за отопительный пери
од,0С.
Qо.ср = 5,8 ·(18 + 4,9) / ( 18 + 30) = 2,76 Гкал/ч.
Qв.ср = Qв· (tвн – tср.о) / ( tвн – tв.р),(7.3)
где Qв –вентиляционная нагрузка, Гкал/ч;
Qв.ср = 3,6 ·(18 + 4,9) / ( 18 + 17) = 2,4 Гкал/ч.
Годовая выработка теплана горячее водоснабжение определяется по формуле:
Qгв = 24 · Qгв.ср · nо + 24 · Q'гв.ср · (365 – nо), (7.4)
где Qгв.ср, Q'гв.ср– средне часовой расход тепла на горячее водоснабжение за отопительный период иза летний период соответственно, Гкал/ч;
nо –продолжительностьотопительного периода, сут.
Qгв = 24 ·0,9 · 210 + 24 · 0,81 · (365 – 210) = 7549,2 Гкал/год.
Определяется годовойотпуск тепла на производство пара по формуле:
Qпгод= Qп · τ, (7.5)
где τ – число часовиспользования пара в году, ч.
Qпгод= 2,39 · 8760 = 20936,4 Гкал/год.
Qгодотн= 24 · 2,76 · 210 + 16 · 2,4 · 210 + 7549,2 + 20936,4 =50460 Гкал/год.
Эксплуатационные затратыкотельной определяются по формуле:
Sкот = Sт + Sв + Sэ + Sам + Sтр + Sзп + Sпр, (7.6)
где Sт –годовые затрата на топливо, руб;
Sв – годовыезатрата на использованную воду, руб;
Sэ – годовыезатрата на электроэнергию, руб;
Sам – годовыеамортизационные отчисления, руб;
Sтр – расходына текущий ремонт оборудования, руб;
Sзп – годовыезатрата на заработанную плату, руб;
Sпр – прочиерасходы, руб.
Годовые затраты натопливо определяются по формуле:

Sт = Вгод· Цт, (7.7)
где Вгод –годовой расход топлива, м3/год;
Цт – ценатоплива, руб/ м3.
Вгод = Вч· τ, (7.8)
где Вч –часовой расход топлива, м3/ч;
τ – число часовработы котельной в году, сут.
Вгод = (2002 ·5040) + (500,5 · 3720) = 11,9·106 м3/год.
Sт = 11,9·106· 0,467 = 6,64·106 руб/год.
Годовые затраты наиспользованную воду определяются по формуле:
Sв = qгод· Цт, (7.9)
где qгод –годовой расход воды, м3/год;
Цт – цена 1 м3воды, руб/ м3.
Годовой расход водыкотельной определяется по формуле:
qгод = qч· V · τ, (7.10)
где qч –часовой расход воды котельной, принимается равным 0,5 ‑ 2% от объемасистемы, при закрытой системе теплоснабжения, м3/ч;
V – объем системы, 100 м3,[7].
qгод = 0,02 ·100 · 8760 = 17520 м3/год.
Sв = 17520 ·7,2 = 126144 руб/год.

Годовые затраты наэлектроэнергию определяются по формуле:
Sэ = Эгод· Цэ, (7.11)
где Эгод –годовой расход электроэнергии, кВт·ч /год;
Цт – цена 1кВт/ч электроэнергии, руб/ кВт·ч.
Годовой расходэлектроэнергии определяются по формуле:
Эгод = Nуст· τ, (7.12)
где Nуст –установленная мощность токоприемников, Nуст = 150 кВт, [7].
Эгод = 150 ·8760 = 1314000 кВт·ч /год.
Sэ = 1314000·0,69 = 906660 руб/год.
Капитальные затраты насооружение котельной:
Ккот = к ·Qном · n, (7.13)
где к – удельныекапитальные вложения для ввода одного котлоагрегата, тыс/Гкал,[7];
Qном ‑ номинальнаямощность котлоагрегата, МВт;
n – количествокотлоагрегатов, шт.
Ккот = 390 ·4,87 · 4 = 7597200 руб.
Стоимостьобщестроительных работ и оборудования с мота жом определяется по формуле:
Кстр = Ккот· αстр, (7.14)
Коб = Ккот· αоб, (7.15)
где αстр– доля стоимости общестроительных работ, αстр = 0,3, [12];
αоб –доля стоимости оборудования с монтажом, αоб = 0,7, [12].
Кстр = 7597200· 0,3 = 22791600 руб.
Коб = 7597200 ·0,7= 53518040 руб.
Годовые амортизационныеотчисления:
Sам = [(αмстр/100· Кстр) + (αмоб/100 · Коб)],(7.16)
где αмстр– средняя норма амортизации общестроительных работ,
αмстр= 3 %, [12];
αмоб– средняя норма амортизации оборудования с монтажом,
αмоб= 7,2 %, [12].
Sам =[(0,3/100 · 2279160) + (7,2/100 · 5318040)] = 451273,68 руб.
Затраты на текущийремонт:
Sтр = 0,2 ·Sам, (7.17)
Sтр = 0,2 ·451273,68 = 90254,7 руб.
Годовые затраты назаработанную плату определяем согласно штатного состава работающих. Результатырасчетов заносим в таблицу 12.

Таблица 12.
Расчет фондазаработной платы
Наименование профессии
Количество по штату работающих, чел
Заработная плата одного рабочего, руб/месяц
Годовой фонд заработной платы с учетом выплаты премии, руб/год 1.Мастер 2 1800 64800 2. Оператор 6 1300 140400 3. Оператор ХВО 2 1300 46800 4.Слесарь 2 1200 43200 5.Слесарь КиП 2 1200 43200 6. Электросварщик 1 1400 25200 Итого 15 8200 363600
Прочие суммарные расходыпринимаются в среднем 30% затрат на амортизацию, текущий ремонт, заработнуюплату,[12]:
Sпр = 0,3·(Sам + Sтр + Sзп), (7.18)
Sпр = 0,3·(451273,68 + 90254,7 + 363600) = 271538,5 руб.
Sкот = 6,64·106+ 126144 + 906660 + 451273,68 + 90254,7 +
+ 363600 + 271538,5 =7672804 руб.
Себестоимость тепловойэнергии определяется по формуле:
Sт = Sкот/ Qгодотн, (7.19)
Sт = 7672804 /50460 = 152,1 руб/Гкал.
Годовой экономическийэффект определяется по формуле:
Э = (Sтар ‑Sт) · Qгодотн, (7.20)
где Sтар –тариф на покупную теплоэнергию, Sтар = 214 руб/Гкал.
Э = (214 – 152,1) ·50460 = 3128520 руб.
Срок окупаемостикапитальных вложений определяется по формуле:
Т = Ккот / Э, (7.21)
Т = 7597200 / 3128520 =2,4 года.
Экономические показателиработы котельной заносятся в таблицу 13.
Таблица 13.
Экономическиепоказатели проектируемой котельной
Показатели Проектируемая котельная 1.Средне годовая выработка тепла, Гкал/год 50460 2. Эксплуатационные затраты, руб 7672804 3.Себистоимость тепловой энергии, руб/Гкал 152,1 4.Годовой экономический эффект, руб 3128520 5. Срок окупаемости капитальных вложений, лет 2,4

Заключение
Рост тарифов наэнергоноситель, с одной стороны, и необходимостью уменьшения себестоимостипродукции за счет снижения доли затрат на энергоноситель, с другой стороны,привели к необходимости строительства на ОАО «САРЭКС» собственной котельной.
По результатам расчетовбыло принято к установке в котельной 4 котла Е 1–9 с номинальнойпаропроизводительностю 1,81 кг/с.
Приведенные расчетыпоказывают, что затраты на сооружение котельной окупятся за 2,4 года за счетразницы существующих тарифов и себестоимости вырабатываемой котельной теплоты.Себестоимость вырабатываемой теплоты по результатам расчетов составляет 152,1руб/Гкал.

Списокиспользованной литературы
1. Соколов Е.Я.Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. – 6 – е изд., перераб. –М.:Издательство МЭИ.,1999. – 472 с.: ил.
2. Левцев А.П.,Ванин А.Г. Проектирование теплоснабжения предприятий: Учеб. пособие. – Саранск:Изд – во Морд. Ун–та, 2000. – 160 с.
3. Апарцев М.М.Наладка водяных систем централизованного теплоснабжения. Справочно –методическое пособие. – М: Энергоатомиздат,1983. – 204 с.: ил.
4. Эстеркин Р. И.Промышленные парогенерирующие установки, ‑ Ленинград: Энергия. 1980. –400 с.: ил.
5. Справочная книгадля проектирования электрического освещения. Под. Ред. Г.М. Кноргина. –Ленинград: Энергия, 1976. – 384 с.: ил.
6. Справочникэксплуатационника газовых котельных. Под. Ред. А.А. Машкова. – Ленинград: Изд –во Недра, 1976. – 528с.: ил.
7. Типовой проект903 – 1 – 135.87
8. СНиП 2.04.07.86 ‑тепловые сети.
9. Луковников А. В.Охрана труда. – 5. Изд., перераб. и доп. – М.: Колос,1984. – 288 с.: ил.
10. Теплотехническийсправочник. Под общ.ред. В.Н. Юренева. В 2-х т.
11. Т. 2. Изд.2 – е.Перераб. М., Энергия, 1976.
12. СНиП 2.04.08 – 87– газоснабжение.
13. Прузнер С.Л.,Златопольский А.Н., Некрасов, А.М. Экономика энергетики СССР. М.: Высшая школа.1984.
14. Чернухин А. А.,Флаксерман Ю. Н. Экономика энергетики СССР. М.: Энергия. 1980.
15. Технико-экономическоеобоснование дипломных проектов: Учеб. пособие для втузов / Л. А. Астерина, В.В. Балдесов, В. К. Бекаешов и др.; Под ред. В. К. Бекаешова — М., Высшая школа,1991.- 176 с.

Не сдавайте скачаную работу преподавателю!

Данный реферат Вы можете использовать для подготовки курсовых проектов.

Доработать Узнать цену написания по вашей теме

Поделись с друзьями, за репост + 100 мильонов к студенческой карме :

Заказать работу:

!	Курсовая работа
!	Дипломная работа
!	Реферат
!	Решение задач
!	Отчет по практике
!	Контрольная работа

Пишем реферат самостоятельно:

!	Как писать рефераты Практические рекомендации по написанию студенческих рефератов.
!	План реферата Краткий список разделов, отражающий структура и порядок работы над будующим рефератом.
!	Введение реферата Вводная часть работы, в которой отражается цель и обозначается список задач.
!	Заключение реферата В заключении подводятся итоги, описывается была ли достигнута поставленная цель, каковы результаты.
!	Оформление рефератов Методические рекомендации по грамотному оформлению работы по ГОСТ.

Читайте также:

→	Виды рефератов Какими бывают рефераты по своему назначению и структуре.

Другие популярные рефераты:

Реферат	Механические волны
Реферат	Обратная матрица
Реферат	Инверсия и ее применение
Реферат	Социокультурная динамика межпоколенных взаимодействий
Реферат	Расследование преступлений в сфере компьютерной информации
Реферат	Туристско-краеведческая характеристика Калининградской области
Реферат	Организация административно-хозяйственной службы гостиницы
Реферат	Диагностика психологической готовности ребенка к школе 2
Реферат	Модель современного менеджера
Реферат	Условия формирования военно-административной системы Южного Зауралья в XVII - первой половине XIX века

Сейчас смотрят :

Реферат	Физический и моральный износ оборудования
Реферат	Emerson And SelfReliance Essay Research Paper Ralph
Реферат	1. Объект и предмет психологии
Реферат	Творчество и любовь как фундаментальные аспекты экологии человеческого духа
Реферат	The Culture Of India Essay Research Paper
Реферат	Смеляков Я.В.
Реферат	Human Comedy Essay Research Paper Human MaturityWilliam
Реферат	История Ислама
Реферат	Как стать бизнес-тренером: ценности, мотивация, навыки
Реферат	Налоговый учёт
Реферат	Історія математика
Реферат	Текущий бухгалтерский учет и стоимостное измерение документация, оценка и калькуляция
Реферат	Психологические основы манипуляции личностью
Реферат	Hatchet Essay Research Paper Hatchet Gary Paulsen
Реферат	Фольклорные основы сказок-повестей В М Шукшина

Реферат по предмету "Промышленность, производство"

Реконструкция теплоснабжения ОАО "САРЭКС" с разработкой собственной котельной

Другие популярные рефераты:

Сейчас смотрят :