Содержание
Введение
1. Общая часть
1.1 Характеристика объекта
1.2 Определение количества потребителей теплоты. График годового расхода теплоты
1.3 Система и принципиальная схема теплоснабжения
1.4 Расчет тепловой схемы котельной
1.5 Выбор оборудования котельной
1.6 Подбор и размещение основного и вспомогательного оборудования
1.7 Тепловой расчет котлоагрегата
1.8.Аэродинамический расчет теплодутьевого тракта
Спецчасть.
2. Разработка блочной системы подогревателей.
2.1 Исходные данные водоснабжения
2.2 Выбор схемы приготовления воды
2.3 Расчет оборудования водоподогревательной установки
2.4 Расчет сетевой установки
3. Технико-экономическая часть
3.1 Исходные данные
3.2 Расчет договорной стоимости строительно-монтажных работ
3.3 Определение годовых эксплуатационных расходов
3.4 Определение годового экономического эффекта
4. ТМЗР
Монтаж секционных водонагревателей
5. Автоматика
Автоматическое регулирование и теплотехнический контроль котлоагрегата КЕ-25-14с
6. Охрана труда в строительстве
6.1 Охрана труда при монтаже энергетического и технологического оборудования в котельной
6.2 Анализ и предотвращение появления потенциальных опасностей
6.3 Расчет стропов
7. Организация, планирование и управление строительством
7.1 Монтаж котлоагрегатов
7.2 Условия начала производства работ
7.3 Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы
7.4 Расчет параметров календарного плана
7.5 Организация стройгенплана
7.6 Расчет технико-экономических показателей
8. Организация эксплуатации и энергоресурсосбережения
Список использованной литературы
Введение
В наше сложное время, с больной кризисной экономикой строительство новых промышленных объектов сопряжено с большими трудностями, если вообще строительство возможно. Но в любое время, при любой экономической ситуации существует целый ряд отраслей промышленности без развития которых невозможно нормальное функционирование народного хозяйства, невозможно обеспечение необходимых санитарно-гигиенических условий населения. К таким отраслям и относится энергетика, которая обеспечивает комфортные условия жизнедеятельности населения как в быту так и на производстве.
Последние исследования показали экономическую целесообразность сохранения значительной доли участия крупных отопительных котельных установок в покрытии общего потребления тепловой энергии.
Наряду с крупными производственными, производственно-отопительными котельными мощностью в сотни тонн пара в час или сотни МВт тепловой нагрузки установлены большое количество котельных агрегатами до 1 мвт и работающих почти на всех видах топлива.
Однако как раз с топливом и существует самая большая проблема. За жидкое и газообразное топливо, у потребителей часто не хватает средств расплатиться. Поэтому и необходимо использовать местные ресурсы.
В данном дипломном проекте разрабатывается реконструкция производственно-отопительной котельной завода РКК «Энергия», которая использует в качестве топлива местный добываемый уголь. В перспективе предусматривается перевод котлоагрегатов на сжигание газа от дегазации газовых выбросов шахты, которая находится на территории обогатительной фабрики. В существующей котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ 25 14, служившие для снабжения паром предприятия завода РКК «Энергия», и водогрейные котлы ТВГ-8 (2 котла) для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения административно-бытовых зданий и жилого поселка.
В связи с сокращением добычи угля снизились производственные мощности угледобывающего предприятия, что привело к сокращению в потребности пара. Это вызвало реконструкцию котельной, которая заключается в использовании паровых котлов КЕ-25 не только для производственных целей, но и для производства горячей воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в специальных теплообменниках.
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика объекта
Проектируемая котельная находится на территории завода РКК «Энергия»
Планировка, размещение зданий и сооружений на промплощадке обогатительной фабрики выполнены в соответствии с требованиями СНиП.
Размер территории промплощадки в границах ограждений — 12,66 га, площадь застройки 52194 м2.
Транспортная сеть района строительства представлена железными дорогами общего пользования и автодорогами местного значения.
Рельеф местности равнинный, с небольшими подъемами, в почве преобладает суглинок.
Источником водоснабжения является фильтровальная станция и канал Северский Донец-Донбасс. Предусмотрено дублирование водовода.
1.2 Определение количества потребилетей теплоты. График годового расхода теплоты
Расчетные расходы теплоты промышленными предприятиями определяются по удельным нормам теплопотребления на единицу выпускаемой продукции или на одного работающего по вида.м теплоносителя (вода, пар). Расходы теплоты на отопление, вентиляцию и технологические нужды приведены в таблице 1.2. тепловых нагрузок.
Годовой график расхода теплоты строится в зависимости от продолжительности стояния наружных температур, которая отражена в таблице 1.2. данного дипломного проекта.
Максимальная ордината годового графика расхода теплоты соответствует расходу тепла при наружной температуре воздуха –23 °С.
Площадь, ограниченная кривой и осями ординат, дает суммарный расход теплоты за отопительныф период, а прямоугольник в правой части графика — расход теплоты на горячее водоснабжение в летнее время.
На основании данных таблицы 1.2. расчитываем расходы теплоты по потребителям для 4-х режимов: максимально-зимний (tр. о. =-23°C;); при средней температуре наружного воздуха за отопительный период; при температуре наружного воздуха +8°C; в летний период.
Расчет ведем в таблице 1.3. по формулам:
— тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт
QОВ=QРОВ*(tвн-tн)/(tвн-tр.о.)
— тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в летний период, МВт
QЛГВ=QРГВ*(tг-tхл)/(tг-tхз)*b
где: QРОВ — расчетная зимняя тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования системы отопления. Принимаем по табл. 1.2.
tВН — внутренняя температура воздуха в отапливаемом помещении, tВН =18°С
QРГВ — расчетная зимняя тепловая нагрузка на горячее водоснабжение ( табл. 1.2);
tн — текущая температура наружного воздуха ,°С;
tр.о. — расчетно отопительная температура наружного воздуха,
tг — температура горячей водя в системе горячего водоснабжения,tг=65°С
tхл, tхз — температура холодной воды летом и зимой,tхл =15°С,tхз =5°С;
b — поправочный коэффициент на летний период, b=0,85
Таблица 1.2
Тепловые нагрузки
Вид тепловой
Расход тепловой нагрузки, МВт
Характеристика
Нагрузки
Зимой
Летом
Теплоносителя
1.Отопление
и вентиляция
15,86
-
Вода 150/70 °С
Пар Р=1,4 МПа
2.Горячее водоснабжение
1,36
По расчету
3.Технологические нужды
11,69
1,24--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
Qт
Задан
4,2
4,2
4,2
Расход теплоты на нужды отопления и вентиляции, Гкал/ч.
Qо.в.
Задан
5,3
–––
–––
Расход воды на горячие водоснабжение, т/ч.
Gг.в.
Задан
11,5
11,5
11,5
Температура горячей воды, оС
t3
СНиП 2.04.07-86.
60
60
60
Расчётная температура наружного воздуха для г. Якутска, оС:
– при расчёте системы отопления:
tр.о.
СНиП
23-01-99
-54
-45
–––
– при расчёте системы вентиляции:
tр.в.
-45
–––
–––
Возврат конденсата производственным потребителем, %
в
Задан
30
30
30
Энтальпия насыщенного пара давлением 0,8 Мпа, Гкал/т.
iп
Таблица водяных паров
0,6616
Энтальпия котловой воды, Гкал/т.
iкот
»
0,1719
Энтальпия питательной воды, Гкал/т.
iп.в.
»
0,1044
Энтальпия конденсата при t = 80 оС, Гкал/т.
iк
»
0,08
Энтальпия конденсата с “пролётным” паром, Гкал/т.
i|к
»
0,1562
Температура конденсата возвращаемого из производства, оС
tк
Задана
80
Температура сырой воды, оС
tс.в.
СП 41-101-95
5
5
15
Продувка периодическая, %
спр
Принята
2
Потери воды в закрытой системе теплоснабжения, %
Кут.
Принят
2
Расход пара на собственные нужды котельной, %
Кс.н
Принят
5
Потери пара в котельной и у потребителя, %
Кпот.
Принят
2
Коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО.
Кхво
Принят
1,25
1.5.3 Расчёт тепловой схемы
1. Расход пара на производство, т/ч:
/>
Qт – расход теплоты на производственные нужды, Гкал/ч;
iп – энтальпия пара, Гкал/т;
iп – энтальпия конденсата, Гкал/т;
з – КПД оборудования производственного потребителя.
2. Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:
/>
tвн – внутренняя температура отапливаемых зданий, оС;
tн – текущая температура наружного воздуха, оС;
tр.о – расчётная температура наружного воздуха, оС.
3. Расход воды на подогреватель сетевой воды т/ч:
/>
Qо.в. – расход теплоты на отопление и вентиляцию, т/ч;
t1 – расчётная температура воды в подающей линии тепловой сети, оС;
t2 – расчётная температура воды в обратной линии тепловой сети, оС;
Св – теплоёмкость воды, Гкал/т·оС.
4. Температура воды в подающей линии тепловой сети, для режима наиболее холодного месяца, оС (можно также определить по графику регулирования):
/>
5. Температура воды в обратной линии тепловой сети, для режима наиболее холодного месяца, оС (можно также определить по графику регулирования):
/>
6. Расход пара на подогреватель сетевой воды, т/ч:
/>
/>– энтальпия конденсата с пролётным паром, Гкал/т;
з – КПД подогревателя сетевой воды.
7.Расход подпиточной воды на восполнение утечек в системе теплоснабжения, т/ч:/>
Кут – потери воды в закрытой системе теплоснабжения, %.
8. Возврат конденсата от технологического потребителя, т/ч:
/>
в – возврат конденсата производственным потребителем, %.
9. Расход сырой воды на бак горячей воды, т/ч:
/>
Gгв. – расход воды на горячие водоснабжение, т/ч. продолжение
--PAGE_BREAK--
10. Средняя температура воды в баке горячей воды, оС:
/>
tк – температура конденсата от производственного потребителя, оС;
tcв.– температура сырой водопроводной воды, оС;
11. Расход пара на подогреватель горячей воды, т/ч:
/>
t3 – температура горячей воды, оС
з – КПД подогревателя ГВС.
12. Расход пара внешними потребителями, т/ч:
/>
13. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:
/>
Кс.н. – расход пара на собственные нужды котельной, %.
14. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч,:
/>
15. Потери пара у потребителя, т/ч:
/>
Кпот. – потери пара в котельной и у потребителя, %.
16. Расход воды на периодическую продувку, т/ч:
/>
спр. – продувка периодическая, %.
17. Расход химически очищенной воды на деаэратор, т/ч:
/>
18. Расход сырой воды на ХВО, т/ч:
/>
Кхво – коэффициент расхода сырой воды на собственные нужды ХВО.
19. Расход сырой воды, т/ч:
/>
20. Средняя температура потоков воды, вошедших в деаэратор, оС:
/>
iхов – энтальпия химически очищенной воды, Гкал/т;
21. Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:
/>
22. Действительная паропроизводительность котельной, т/ч:
/>
23. Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %:
/>
Если невязка получится меньше 3 %, то расчёт тепловой схемы считается законченным. При большей невязке расчёт следует повторить, изменив расход пара на собственные нужды.
Расчёт тепловой схемы сведён в таблицу №1.
Таблица №1: “Расчёт тепловой схемы”.
Физическая величина
Обозна-чение
Значение величины при характерных режимах работы котельной.
Максимально – зимнего
Наиболее холодного месяца
летнего
1. Расход пара на производство, т/ч:
Dт
7,23
7,23
7,23
2. Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:
Ко.в.
1
0,875
–––
3.Расход воды на подогреватель сетевой воды т/ч:
G
212
212
–––
4. Температура воды в подающей линии тепловой сети, оС:
t1
95
85,4
–––
5. Температура воды в обратной линии тепловой сети, оС:
t2
70
63,5
–––
6. Расход пара на подогреватель сетевой воды, т/ч:
Dп.с.в.
10,7
9,4
–––
7.Расход подпиточной воды на восполнение утечек в системе теплоснабжения, т/ч:
Gут.
4,24
4,24
–––
8.Возврат конденсата от технологического потребителя, т/ч:
/>
2,2
2,2
2,2
9.Расход сырой воды на бак горячей воды, т/ч:
/>
13,57
13,57
9,3
10. Средняя температура воды в баке горячей воды, оС:
t4
15,3
15,3
27,4
11. Расход пара на подогреватель горячей воды, т/ч:
Dп.г.в.
1
1
0,76
12. Расход пара внешними потребителями, т/ч:
Dвн
18,93
17,66
8
13. Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:
Dс.н.
0,947
0,883
0,4
14. Суммарная паропроизводительность котельной, т/ч,:
/>
19,9
18,543
8,4
15. Потери пара у потребителя, т/ч:
Dпот.
0,4
0,371
0,17
16. Расход воды на периодическую продувку, т/ч:
Gпер.пр.
0,4
0,371
0,17 продолжение
--PAGE_BREAK--
17. Расход химически очищенной воды на деаэратор, т/ч:
Gхов
8,03
7,97
7,57
18. Расход сырой воды на ХВО, т/ч:
/>
10,04
9,9
9,5
19. Расход сырой воды, т/ч:
Gс.в.
23,61
23,44
18,8
20. Средняя температура потоков воды, вошедших в деаэратор, оС:
tд
95
90,6
27,9
21. Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:
Dд
0,33
0,57
1,16
22. Действительная паропроизводительность котельной, т/ч:
Dк
19,65
17,37
9,34
23. Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %:
ДD
1,3
0,3
10,2
24. Уточнённыйрасход пара на деаэратор, т/ч:
/>
–––
–––
1,17
25. Уточнённая паропроизводительность котельной
/>
–––
–––
9,36
График центрального качественного регулирования отпуска теплоты для системы отопления и вентиляции
Центральное качественное регулирование заключается в регулировании отпуска теплоты путём изменения температуры теплоносителя на входе в прибор, при сохранении постоянным количество теплоносителя подаваемого в регулирующую установку.
Температура воды в тепловой сети является функцией относительной нагрузки, которую находят по формуле:
/>
Относительная нагрузка может принимать значение от 0 до 1. Значение текущих температур в подающем и обратном трубопроводах в зависимости от относительной нагрузки определяется по формулам:
/>
/>
/>и /> – расчётные температуры воды в подающем и обратном трубопроводе.
Расчёт графика центрального качественного регулирования сведён в таблицу №2.
Таблица №2
tн, оС
/>
/>, оС
/>, оС
+ 8
0,162
32,2
28,1
+ 5
0,203
35,2
30,1
0,27
40,3
33,5
— 5
0,338
45,3
36,9
— 10
0,405
50,4
40,3
— 15
0,473
55,5
43,6
— 20
0,541
60,5
47
— 25
0,608
65,6
50,4
— 30
0,676
70,7
53,8
— 35
0,743
75,7
57,2
— 40
0,811
80,8
60,5
— 45
0,878
85,9
63,9
— 50
0,946
91
67,3
— 54
1
95
70
График годового расхода теплоты
Для определения годового расхода тепла, планирования в течении года загрузки оборудования котельной и составления графика ремонта используют график годового расхода тепла по продолжительности стояния температур наружного воздуха.
Температура наружного воздуха в течение суток может колебаться, частично эти колебания компенсируются аккумулирующей способностью здания. Поэтому принято строить график в зависимости от продолжительности стояния данной температуры наружного воздуха.
Продолжительность стояния данной температуры наружного воздуха находят из климатологических справочников и СНиП.
Нагрузка производственного потребителя в течение года постоянна.
Нагрузка на ГВС в течение отопительного периода постоянна. В летний период нагрузка на ГВС меньше чем в отопительный период.
Повторяемость температур наружного воздуха:
49,9 ч – 45 оС – 587 ч,
44,9 ч – 40 оС – 507 ч,
39,9 ч – 35 оС – 523 ч,
34,9 ч – 30 оС – 573 ч,
29,9 ч – 25 оС – 462 ч,
24,9 ч – 20 оС – 423 ч,
19,9 ч – 15 оС – 410 ч,
14,9 ч – 10 оС – 394 ч,
9,9 ч – 5 оС – 454 ч,
4,9 ч – 0 оС – 523 ч,
0,1 ч – + 5 оС – 512 ч,
5,1 ч – + 8 оС – 728 ч,
Нагрузки для расчёта графика: продолжение
--PAGE_BREAK--
/>Гкал/ч,
/>Гкал/ч,
/>Гкал/ч,
/>Гкал/ч,
Основные расчётные зависимости:
1. Минимальная тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию при температуре наружного воздуха +8 оС:
/>Гкал/ч;
2. Минимальная тепловая нагрузка необходимая внешним потребителям при tн = +8оС:
/>Гкал/ч;
3. Максимальная тепловая нагрузка необходимая внешним потребителям при tн = +54оС:
/>Гкал/ч;
График годового расхода пара.
График годового расхода пара рассчитывается и строится аналогично графику годового расхода тепла, только в формулах вместо соответствующей тепловой нагрузки (Q) подставляется соответствующий расход пара (D).
Нагрузки для расчёта графика:
/>т/ч,
/>т/ч,
/>т/ч,
/>т/ч,
Основные расчётные зависимости:
1. Минимальная паровая нагрузка на отопление и вентиляцию при температуре наружного воздуха +8 оС:
/>т/ч;
2. Минимальная паровая нагрузка необходимая внешним потребителям при tн = +8оС:
/>т/ч;
3. Максимальная паровая нагрузка необходимая внешним потребителям при tн = +54оС:
/>т/ч;
Расчёт расхода топлива
Часовой расход топлива, определяется по формуле, м3/ч:
/>
Dрасч. – максимальный часовой расход пара вырабатываемый котлом, кг/ч,
Dрасч = 19650 кг/ч.
Gпр. – максимальный часовой расход продувочной воды, кг/ч,
Gпр = Dрасч ·0,01·спр. = 19650·0,01·2 = 393 кг/ч
спр – процент на периодическую продувку, %,
Дi – разность энтальпий между питательной водой и вырабатываемым паром, ккал/кг:
/>ккал/кг.
iп – энтальпия насыщенного пара, ккал/кг,
iп.в. – энтальпия питательной воды, ккал/кг,
iпр. – энтальпия котловой воды, ккал/кг,
/> – низшая теплота сгорания топлива, ккал/м3,
зк – КПД котла,
/>м3/ч.
Годовой расход топлива, определяется по формуле, м3/год:
/>
/>– расчётный годовой расход пара, кг/год:
/>
/>– годовой расход пара на подогреватель сетевой воды, кг/год:
/>
Dп.с.в.– максимальный расход пара на подогреватель сетевой воды, кг/ч,
tвн – средняя внутренняя температура отапливаемых помещений, оС,
tн – расчетная температура наружного воздуха, оС,
tср.от – средняя температура наружного воздуха за отопительный период, оС,
nо – продолжительность отопительного периода,
/>кг/год.
/>– годовой расход пара на подогреватель горячей воды, кг/год:
/>
/>– расход пара на подогреватель горячей воды в максимально-зимний период, кг/ч,
/>– расход пара на подогреватель горячей воды в летний период, кг/ч,
nг.в. – число дней в году работы системы горячего водоснабжения (350),
/>кг/год.
/>– годовой расход пара на производство, кг/год:
/>кг/год.
/>кг/год – годовой расход пара на деаэратор,
/>– годовые потери пара, кг/год:
/>
/>– потери пара у потребителя, %.
/>кг/год.
/>кг/год.
/>кг/год.
/>м3/год.
Выбор оборудования котельной
Котлы
В соответствии со СНиП “Котельные установки” расчётная мощность котельной определяется суммой мощностей требующихся потребителям на технологические процессы, отопление, вентиляцию и горячие водоснабжение при максимально-зимнем режиме.
При определении мощности котельной должны также учитываться мощности расходуемые на собственные нужды котельной и покрытия потерь в котельной и тепловых сетях.
Потребители тепла по надёжности теплоснабжения относятся:
1. К первой категории – потребители, нарушение теплоснабжение, которых связано с опасностью для жизни людей и со значительным ущербом народному хозяйству.
2. Ко второй категории – остальные потребители.
Перечень потребителей первой категории утверждает Министерство и Ведомство.
Котельные по надёжности отпуска тепла потребителям относятся:
1. К первой категории – котельные являющиеся единственным источником тепла системы теплоснабжения и обеспечивающие потребителей Й категории не имеющих индивидуальных резервных источников тепла.
2. Ко второй категории – остальные котельные.
Все котельные сооружаемые в северной строительной климатической зоне относятся к Й категории независимо от категории потребителей тепла.
Количество и единичную производительность котлоагрегата устанавливаемых в котельной следует выбирать по расчётной производительности котельной, проверяя режим работы котлоагрегатов для тёплого периода года, при этом в случае выхода из строя наибольшего по производительности котла котельной Й категории оставшиеся должны обеспечивать отпуск тепла потребителям Й категории:
1. на технологическое теплоснабжение и системы вентиляции в количестве определяемом минимальной допустимой нагрузкой. продолжение
--PAGE_BREAK--
2. на отопление и ГВС в количестве определяемом режимом наиболее холодном месяце.
В котельной ГУП ФАПК установлены следующие типы котлов:
ДКВР 10-13 – 2 шт.
ДЕ 10-14ГМ – 1 шт.
Техническая характеристика котлов:
Номинальная производительность: 10 т/ч,
Температура пара: насыщенный,
Температура питательной воды: 100 оС,
Площадь поверхности нагрева:
радиационная: 47,9 м2, (39,02 м2),
конвективная: 229,1 м2, (110 м2),
общая котла: 277 м2, (149,02 м2),
Объём: – паровой: 2,63 м3,
– водяной: 9,11 м3,
Запас воды в котле при видимых колебаниях уровня в водоуказательном стекле 80 мм.:– 1,07 м3,
– 5,8 мин,
Видимое напряжение парового объёма: 545 м3/(м3·ч),
Живое сечение для прохода газов:– в котельном пучке: 1,28 м3,
Температура газов за котлом:– газ: 295 оС, (273оС),
– мазут: 320оС, (310 оС),
Расчётное КПД: – газ: 91,8 %, (92,1 %),
– мазут: 89,5 %, (90,99 %),
Расчётное газовое сопротивление:– газе и мазуте при номинальной нагрузке: 300 Па, (1,96 кПа),
– газе и мазуте при повышенной на 30 % нагрузке: 500 Па,
Длина цилиндрической части барабана:– верхнего: 6325 мм,
– нижнего: 3000 мм,
Расстояние между осями барабанов: 2750 мм,
Диаметр и толщина стенки передних опускных труб: 159х4,5 мм,
Количество труб экранов:– боковых: 29х2 = 58 шт,
– фронтового: 20 шт,
– заднего: 20 шт,
Количество кипятильных труб:– по оси барабана 27 + 1 шт,
– по ширине котла 22 шт,
Общее количество кипятильных труб: 594 шт.
Габаритные размеры:
длина котла в тяжёлой обмуровке: 6860 мм, (6530 мм),
ширина котла в тяжёлой обмуровке: 3830 мм, (4300 мм),
высота котла от пола до оси верхнего барабана: 5715 мм,
высота котла от пола до патрубков на верхнем барабане 6315 мм, (5050 мм),
Масса котла в объёме заводской поставки: 15,9 ч 18,8 т, (13,62 т).
Примечание: в скобках технические характеристики котла марки ДЕ 4-14.
При летнем режиме теплоснабжения потребителей будет обеспечено одним котлом, который будет загружен на 96 % (9,56 т/ч). При режиме наиболее холодного месяца в работе находятся два котла, вырабатывая 18,48 т. пара в час, при этом один котёл находится в резерве и в случаи выхода из строя одного из работающих котлов его можно использовать для пароснабжения потребителей.
Насосы
Питательные насосы. Питание котлов водой должно быть надёжным. При снижении уровня воды ниже допустимых пределов кипятильные трубы могут оголиться и перегреться, что в свою очередь может привести к взрыву котла. Котлы с давлением выше 0,07 МПа с паропроизводительностью 2 т/ч и выше должны иметь автоматические регуляторы питания.
Для питания котлов устанавливают не менее двух насосов, из которых один должен быть с электроприводом, а другой – с паровым приводом. Производительность одного насоса с электроприводом должна составлять не менее 110 % номинальной производительности всех рабочих котлов. При установке нескольких насосов с электроприводами их общая производительность должна составлять также не менее 110 %.
Производительность насосов с паровым приводом должна быть не менее 50 % номинальной производительности котлов. Можно устанавливать все питательные насосы только с паровым приводом, а при двух или нескольких источниках питания электроэнергией – только с электрическим приводом. Насосы с паровым приводом потребляют от 3 до 5 % вырабатываемого пара, поэтому их используют как резервные.
Выхлопной пар поршневого прямодействующего насоса удаляется в атмосферу. Если этим паром подогревают воду в особом теплообменнике, то конденсат выбрасывают. В котёл его возвращать нельзя, так как он загрязнён маслом, а плёнка масла на трубках ухудшает теплопередачу. В крупных установках используют паротурбонасосы, конденсат их выходного пара маслом не загрязнён, поэтому его можно направлять в котёл. Инжекторы для питания котлов в отопительно-производственных котельных непригодны, так как они плохо засасывают горячую воду.
Производительность насосов определяется по формуле, т/ч:
/>
z – число котлов, шт,
k – коэффициент запаса (1,1 для насосов с электроприводом и 0,5 с паровым приводом).
Dмакс – максимальный расход питательной воды, т/ч,
/>
Dк – расход пара при номинальной нагрузке, т/ч,
Gп.р. – количество продувочной воды при номинальной нагрузке, т/ч,
/>т/ч,
/>т/ч.
Напор насоса, м. вод. ст.:
/>
Рк – избыточное давление в котле, кгс/см2,
Рд – избыточное давление в деаэраторе, кгс/см2,
Нэ –сопротивление экономайзера по воде, м. вод. ст.,
Нг – геометрическая разность уровней воды в барабане котла и деаэратора, м.
/>м. вод. ст.
В данной котельной установлены 3 подпиточных насоса марки ЦНСГ-38, два из которых являются резервными. Данный насос установлен на нулевой отметке котельной (2 этаж), который подаёт питательную воду с температурой около 104 оС из деаэратора установленного на отметке 6.000 м (третий этаж).
Техническая характеристика насоса ЦНСГ-38:
Производительность: 38 м3/ч,
Напор: 198 м. вод. ст.,
Электродвигатель:– мощность: 37 кВт,
– частота: 3000 об/мин,
Температура рабочей среды: 105оС,
Габаритные размеры: 1407х430х420 мм,
Масса: 321 кг.
Конденсатный насос. Производительность конденсатного насоса равна часовому расходу конденсата от технологического потребителя. К этому расходу следует прибавить расход конденсата от сетевого подогревателя отопления, так как в случаи повышения жёсткости конденсат сбрасывают в конденсатный бак на нужды ГВС. Повышение жёсткости может быть вызвано разрывом нескольких латунных трубок в самом подогревателе и вследствие чего попадания сетевой воды с довольно большой жёсткостью (0,7 ч 1,5 мг-экв/кг) в конденсат. Такой конденсат нельзя направлять в деаэратор, где требуется жёсткость равная 0,02 мг-экв/кг.
/>т/ч.
Напор конденсатного насоса определяется геодезической заразностью конденсатного насоса и бака горячей воды, а также сопротивлением сети (всасывающих и нагнетательных линий). В случае ели конденсат направлялся бы в деаэратор, то нужно учесть избыточное давление в деаэраторе:
/>м. вод. ст.
В котельной установлен один конденсатный насос марки К50-32-125. Данный насос установлен на отметке –4,600 м (первый этаж) и подаёт конденсат в бак горячей воды установленный на отметке 6 м (третий этаж).
Техническая характеристика насоса К50-32-125:
Производительность: 12,5 м3/ч,
Напор: 20 м. вод. ст.,
Электродвигатель:– мощность: 2,2 кВт,
– частота: 2900 об/мин,
Габаритные размеры: 792х300х315 мм,
Масса: 80 кг.
Сетевой насос системы отопления и вентиляции. Этот насос служит для циркуляции воды в тепловой сети. Его выбирают по расходу сетевой воды из расчёта тепловой схемы. Сетевые насосы устанавливаются на обратной линии тепловой сети, где температура сетевой воды не превышает 70 оС.
Gс.н. = 212 т/ч
Согласно правилам Госгортехнадзора РФ, в котельной должно быть установлено не менее 2-х сетевых насосов.
Напор развиваемый сетевым насосом выбирается в зависимости от требуемого напора у потребителя и сопротивлением сети.
В котельной установлено два сетевых насоса марки 6НДВ-60, один из которых резервный.
Техническая характеристика насоса 6НДВ-60:
Производительность: 250 м3/ч,
Напор: 54 м. вод. ст.,
Электродвигатель:– мощность: 41 кВт,
– частота: 1450 об/мин, продолжение
--PAGE_BREAK--
Габаритные размеры: 1400х525х450мм,
Подпиточный насос. Предназначены для восполнения утечки воды из системы теплоснабжения, количество воды необходимое для покрытия утечек определяется в расчёте тепловой схемы. Производительность подпиточных насосов выбирается равной удвоенной величине полученного количества воды для восполнения возможной аварийной подпитки:
/>т/ч
Необходимый напор подпиточных насосов определяется давлением воды в обратной магистрали и сопротивлением трубопроводов и арматуры на линии подпитки, число подпиточных насосов должно быть не менее 2-х, один из которых резервный.
В котельной установлено три подпиточных насоса марки К50-32-125, два из которых резервные. Насосы установлены на нулевой отметке и подают подпиточную воду из бака горячей воды в обратную линию тепловой сети.
Техническая характеристика насоса К50-32-125:
Производительность: 12,5 м3/ч,
Напор: 20 м. вод. ст.,
Электродвигатель:– мощность: 2,2 кВт,
– частота: 2900 об/мин,
Габаритные размеры: 792х300х315 мм,
Масса: 80 кг.
Циркуляционный насос ГВС. Служит для подачи требуемого расхода и обеспечения требуемого напора горячей воды у потребителя. Его выбирают по расходу горячей воды и необходимому напору:
Gг.в.= 11,5 т/ч
В котельной установлено два насоса ГВС марки К50-32-125, один из которых резервный. Насос установлен на отметке 6,000 м (3 этаж) и подаёт сырую воду из бака горячей воды в пароводяные теплообменники.
Производительность: 12,5 м3/ч,
Напор: 20 м. вод. ст.,
Электродвигатель:– мощность: 2,2 кВт,
– частота: 2900 об/мин,
Габаритные размеры: 792х300х315 мм,
Масса: 80 кг.
Насос сырой воды. Служит дляобеспечения требуемого напора сырой воды перед ХВО и подачи хим. очищенной воды в деаэратор, а также подачи сырой воды в бак горячей воды. Производительность насоса определяют из расчёта тепловой схемы: Gc.в.= 23,61 т/ч
Нс.в.= 50 м. вод. ст.
В котельной установлен один насос сырой воды марки К80-50-200. Данный насос расположен на отметке 0,000 (1 этаж) и установлен на линии сырой воды.
Техническая характеристика насоса К80-50-200:
Производительность: 50 м3/ч,
Напор: 50 м. вод. ст.,
Электродвигатель:– мощность: 15 кВт,
– частота: 2900 об/мин,
Габаритные размеры: 1127х458х485 мм,
Масса: 250 кг.
1.6. Подбор и размещение основного и вспомогательного оборудования
На основании результатов полученных при расчете тепловой схемы котельной (таб. 1.5) производим выбор основного и вспомогательного оборудования.
1.6.1 Выбор паровых котлоагрегатов
Выбор типа, количества и единичной производительности котлоагрегатов зависит главным образом от расчетной тепловой производительности котельной, где они будут установлены; от вида теплоносителя, отпускаемого котельной.
На основании вышеизложенного и в связи с тем, что для технологических потребностей нербходим пар, в котельной установлены два паровых котлоагрегата КЕ-25-14 единичной производительностью по пару D =6,94кг/с, что в сумме дает 13,88 кг/с. А из расчета тепловой схемы максимальная суммарная паровая нагрузка котельной Dсум=15,377 кг/с (табл.1.5 п.53), что позволяет использовать котлоагрегаты КЕ-25-14 с небольшой перегрузкой в один из режимов.
1.6.2 Подбор сетевых насосов
Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды. Расход сетевой воды принимаем из табл. 1.5 позиция .
GЗ СЕТ=93,13 кг/с = 338,87 т/ч
Необходимая производительность сетевых насосов, приведенная к плотности rВ=1000кг/м3, м/ч
GСН=GЗ СЕТ/rВ70=338,87/0,978=346,49
Напор сетевых насосов выбирается из условия преодоления гидравлического сопротивления теплотрассы при расчетном максимальном расходе воды, сопротивления котельной и соединительных трубопроводов с 10%-м запасом.
HC P=1,1 Н(1.2)
Иэ данных гидравлического расчета тепловой сети
Н = 0,7 МПа
Тогда
HC P=1,1*0,7=0,77 МПа
К установае принимаем блок сетевых насосов БСН-1801420, состоящий из 2-х насосов Д400/80, один из которых резервный, электродвигатель А02_82_2, N=100кВт, n=3000-1, Q=400м3/ч, H=0,65¸0,85 Мпа
1.6.3 Подбор питательных насосов
В котельных с паровыми котлами устанавливаются питательные насосы числом не менее двух с независимым приводом.
Питательные насосы подбирают по производительности и напору.
Производительность всей котельной, кг/с
QПИТ=1,1*DСУМ(1.3)
где DСУМ -суммарная паропроизводительность котельной
из табл.1.5 п.53: DСУМ=15,377 кг/с
QПИТ=1,1*15,377 = 16,91 кг/с=60,89 т/ч
Напор, который должны создавать питательные насосы для паровых котлоагрегатов, МПа
НПИТ=1,15*(Рб-Рд)+НСЕТ(1.4)
где Рб — наибольшее возможное избыточное давление в котлоагрегате,
Рб =1,3 МПа
Рд — избыточное давление в деаэраторе, Рд=0,12МПа
НСЕТ — соиротивление всасывающего и нагнетающего трубопроводов.
Принимаегл НСЕТ=0,15МПа
ННАС= 1,15(1,3-0,12)+0,15 = 1,51 МПа
Из табл. 15.3 [3] принимаем к установке 2 питательных насоса ПЭ-65-40, один из которых резервный: электродвигатель А2-92-2, подача 65 м3/ч напор 4,41 МПа, частота вращения 3000-1.
1.6.4 Подбор конденсатного насоса
Конденсатные насосы перекачивают конденсат из баков, куда он поступает с производства или из пароводяных подогревателей, в деаэратор.
Производительность конденсатного насоса, м3/ч(кг/с)
QК НАС= К(табл.1.5. п.18)=13,11 кг/с=47,2 м3/ч
Напор развиваемый конденсатным насосом, МПа
Нкон=2,3 Мпа
По табл. 15.6. [3] принимаем к установке 2 насоса Кс-50-55-1 один из которых резервный: электродвигатель 4А160М4, подача 50м3/ч, напор 5,5 МПа, частота вращения 1450-1.
1.6.5 Подбор подпиточных насосов
Для восполнения утечки воды из закрытых систем теплоснабжения устанавливают подпиточные насосы.
Подача подпиточного насоса принимается иэ табл.1.5
Gподп=0,72 кг/с=2,592 м3/ч
Давление, создаваемое подпиточным насосом, должно обеспечить невскипание воды на выходе из котельной
Нпод=0,4 МПа
Пo табл.15.6. [3] принимаем к установке 2 подпиточных насоса Кс-12-50 один иэ которых резервный: электродвигатель 4А100 2, подача 12 м3/ч напор 0,5 МПа, частота вращения 2900 -1
1.6.6 Подбор деаэратора
В новых производственных и производственно-отопительных котельных с паровыми котлоагрегатами предусматривается установка атмосферных деаэраторов типа ДА.
Подбираем деаэратор по его производительности, т/ч(кг/с)
GД=17,157 кг/с=61,76 т/ч (табл.1.5п. 41)
Принимаем к установке деаэратор DА-100( табл. 3 ):
производительность, т/ч — 100
давление, МПа — 0,12
емкость деаэраторного бака.м3 — 25
поверхность охладителя
выпара, м2 — 8
1.7 Тепловой расчет котлоагрегата продолжение
--PAGE_BREAK--
Котел KЕ-25-14c предназначен для производства насыщенного пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Топочная камера котла шириной 272 мм полностью экранирована (степень экранирования Нл/ ст =0,8) трубами d=51х2,5мм. Трубы всех экранов приварены к верхним и нижним камерам d219x8мм. Топочная камера по глубине разделена на два объемных блока. Каждый из боковых экранов (правый и левый) переднего и заднего топочных блоков образует самостоятельный циркуляционный контур. Верхние камеры боковых экранов в целях увеличения проходного сечения на входе в пучок расположены ассиметрично отпосительно оси котла. Шаг труб боковых и фронтового экранов – 55 мм, шаг труб заднего экрана – 100 мм, трубы заднего экрана выделяют из топочного объма камеру догорания, на наклонном участке труб уложен слой огнеупорного кирпича толщиной 65мм. Объем топочной камеры -61,67 м3.
Для улучшения циркуляционных характеристик фронтового экрана на нем устанавливаются три рециркуляцинные трубы d89х4мм. Площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева — 92,10м2.
Третьим блоком котла является блок конвективного пучка с двумя барабанами (верхним и нижним) внутренним диаметром 1000мм. Длина верхнего барабана 7000мм, нижнего – 5500мм. Толщина стенки барабана котла — 13мм, материал — сталь 16ГС. Ширина конвективного пучка по осям крайних труб 2320мм. В таком пучке отсутствуют пазухи для размещения пароперегревателя, что существенно улучшает омывание конвективного пучка.
Конвективный пучок выполнен из труб d51x2,5мм. Поперечный шаг в пучке составляет 110 мм, продольный — 90мм. Площадь поверхности нагрева конвективного пучка равна 417,8м2. Первые три ряда труб на входе в пучок имеют шахматное расположение с поперечным шагом S =220мм. Удвоение величины шага по сравнению с остальными рядами позволяет увеличить проходное сечение на входе в пучок, частично перекрытое потолком потолочной камеры.
Хвостовые поверхности состоят из одноходового по воздуху воздухоподогревателя с поверхностью нагрева 228 м2, обеспечивающего нагрев воздуха до 180 0С и установленного следом за ним по ходу газов чугунного экономайзера с поверхностью нагрева 646 м2.
Для сжигания каменных и бурых углей под котлом устанавливается механическая топка ТЧЗ-2,7/5.6. Активная площадь зеркала горения равна 13,4 м2. Решетка приводится в движение при. Помощи привода ПТ-1200, обеспечивающего 8 ступеней регулирования скорости движения в приделах 2,8 — 17,6 м/ч. Дутьевой короб под решеткой разделен на четыре воздушные зоны. Подача воздуха регулируется при помощи поворотных заслонок на воздуховодах. Котельная установка оборудована системой возврата уноса и острого дутья. Выпадающий в конвективном пучке унос оседает в четырех зольниках и возвращается в топочную камеру для дожигания при помощи воздушных эжекторов по прямым трубкам d76мм через заднюю стенку, восемь сопл острого дутья d2 мм расположены в задней стенке топки на высоте 1400мм от решетки.
1.7.1 Исходные данные и выбор коэффициента избытка воздуха
Ведем расчет котлоагрегата применительно к условиям проектируемого объекта: уголь марки ГР со следующими характеристиками
СР=55,2%, НР=3,8%, ОР=5,8%, WР=1,0%, SР=3,2%, АР=23%, NP=8%, QPH=22040КДж/кг, VГ=40%,
Величины коэффициента избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева определяем последовательно
an=ai+Da(1.3)
где ai — коэффициент избытка воздуха предыдущего газохода
Da — нормативный присос воздуха
Таблица 1.6
Коэффициенты избытка воздуха
№ п/п
Газоход
Коэффициент избытка воздуха за топкой.
Da
an
1
Топка
1,35
0,1
1,35
2
Конвективный пучок
0,1
1,45
3
Воздухоподогреватель
0,08
1,53
4
Водяной экономайзер
0,1
1,63
1.7.2 Расчет обьемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания
Расчет теоретического объема воздуха
V0=0,0889*(Ср+0,375*Sрогр+к)+0,265*Нр-0,0333*Ор
V0=0,0889*(55,2+0,375*3,2)+0,265*3,8-0,0333*5*8=5,83 м3/кг
Расчет теоретических обьемов продуктов сгорания при a=1 м3/кг
VORO2=1,866*(CP+0,375Sрогр+к)/100=1,866*(55,2+0,375*3,2)/100=1,0524
VONO2=0,79*V°+0,08*Np=0,79*5,83+0,008*1=4,612
VOH2O=0,111НР+0,0124WР+0,0161V0=0,111*3,8+0,0124*8+0,0161*5,83=0,6148
Таблица 1.7
Характеристики продуктов сгорания
№
Величина
Ед. изм.
Газоходы
1
3
4
5
6
7
1
Коэффициент избытка воздуха за топкой
aТ
1,35
2
Нормативный присос
Da
0,1
0,1
0,08
0,1
3
Коэффициент избытка воздуха за газоходом
an
1,35
1,45
1,53
1,63
4
Объем трехатомных газов. VRO2=V0RO2
м3/кг
1,0524
1,0524
1,0524
1,0524
5
Объем двухатомных газов. VN2=V0N2+0.0161*V0
-“-
6,943
7,526
8,109
8,285
6
Объем водяных паров VH2O=V0H2O+0,0161(a — -1)* V0
-“-
0,652
0,662
0,671
0,674
7
Суммарный объем дымовых газов
VГ=VRO2+VN2+VH2O продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
Тепловосприятие поверхности нагрева
Qбвп
КДж/Кг
828,7
Экономайзер
1.
Температура газов:
на входе
на выходе
J’
J’’
oC
oC
270
135
2.
Энтальпия газов:
на входе
на выходе
I’
I’’
КДж/Кг
КДж/Кг
2538
1320
3.
Тепловосприятие поверхности нагрева
Qбэк
КДж/Кг
1241
Расчетная невязка теплового баланса парогенератора, КДЖ/кг
Q=Qрр*h-(Qтл+Qкп+Qэк)*(1-Q4/100)
Q = 22040*0,8396-(11202,9+7663,1+1241)*(1-5/100)=59,7
Q/Qрр = 59,7/22040*100 = 0,27% 0,5%
1.8 Аэродинамичёский расчеттягодутьевого тракта
В условиях проектируемого объекта каждый котлоагрегат должен иметь свой дутьевой вентилятор и дымосос. Основными параметрами тягодутьевых машин являются их производительность и создаваемый напор. Дымососы и вентиляторы поставляются комплектно к котлоагрегату. Нам необходимо произвести аэродинамический расчет тягодутьевого тракта и определиться: достаточно ли будет рабочих давлений вентилятора и дымососа для преодаления аэродинамических сопротивлении тракта.
В этом расчете определяются также сечения воздуховодов и газоходов.
1.8.1 Аэродинамический расчёт дутьевого тракта
1. Действительное количество воздуха, необходимое для полного сгорания топлива, м3/с.
Vв =Vo*Вр*aт*(tв+273)/273=5,83*0,836*1,35*(115+273)/273=9,35
где Вр — расчетный расход топлива. Вр=0,836 кг/с — из теплового расчета
Vo — теоретический расход воздуха для сгорания 1кг топлива
Vo=5,83 м3/кг — из теплового расчета
aт — коэффициент избытка воздуха в топке, aт=1,35
2. Скорость воздуха по тракту, м/с
w=10 (принимаем)
3. Сечение главного тракта, м2
F=Vв/wв=9,35/10 = 0,935 ахв=0,95*0,95
4. Сечение рукавов к дутьевым зонам, м2
f ‘=f/4 =0,935/4=0,234 ахв=0,4*0,6
5. Плотность воздуха при данной температуре, кг/м3
rв=rов*273/(273+115)=1,293*273/(273+115)=0,91
6. Сумма коэффициент местных сопротивлений по тракту воздуха:
патрубок забора воздуха ¦=0,2; плавный поворот на 90°(5 шт.) ¦=0,25*5=1,25; резкий поворот на 90° ¦=l,l; поворот через короб f =2, направляющий аппарат ¦=0,1; диффузор ¦=0,1; тройник на проход — 3 шт. ¦=0,35*3=1,05
S¦=5,8
7. Потеря давления на местные сопротивления, Па
Dhме=S¦*w/2*r = 5,8*102/2*0,91=263,9
8. Сопротивление воздухоподогревателя, Па
Dhвп=400
9. Аэродинамическое сопротивление топочного оборудования, Па
Dhто=500
10. Полное аэродинамическое сопротивление воздушного тракта, Па
Dhв=Dhме+Dhвп+Dhто=263,9+400+500=1163,9
11. Производительность вентилятора, м3/с (м3/ч)
Qв=1,1*Vв=1,1*9,35=10,285 (37026) кг/с (м3/ч)
12. Полный напор вентилятора, Па
Нв=1,2*Dhв=1,2*1163,9=1396,68
Тип и маркировка вентилятора выбирается из табл. 1.4.1 [3]. Принимаем дутьевой вентилятор ВДН-12,5 с характеристиками: производительность 39,10 тыс. м3/ч; полное давление 5,32 кПа, максимальный К.П.Д. 83%, мощность электродвигателя А02-92-4
N=100 кВт.
1.8.2 Аэродинамическое сопротивлениетракта продуктов сгорания
1. Действительное количесгво продуктов сгорания, м3/с
Vr=Vп*Вр=l0,0ll*0,836=8,37
где Vп — суммарный объем продуктов сгорания 1кг топлива = 10,011м3/кг(табл.1.7)
2. Температура продуктов сгорания за экономайзером, oC
Jух=135oC (табл.1.10)
3. Объем продуктов сгорания перед дымососом, м3/с
Vдг= Vг *(273+Jух)/273=8,37*(273+135)/273=12,51
4. Плотность пропуктов сгорания при соответствующих температурах, кг/м3
r=273/(273+Ji)
— перед дымососом rд=1,34*273/(273+132)=0,897
— перед дымовой трубой rдт=1,34*273/(273+132)=0,903
5. Средняя скорость продуктов сгорания по тракту, м/с
w= 10 (принимается)
6. Сечение газоходов, м2
F=12,51/10=1,25ахв=1,1*1,1
7. Сумма коэффициентов местных сопротивлений:
— плавный поворот на 90°(2 шт.) ¦=7*0,25=1,75; поворот на 90° через короб ¦=2; направляющий аппарат ¦=0,1; диффузор ¦=0,1; поворот на 135°(3шт.) ¦=3*1,5=4,5; тройник на проход ¦=0,35; выход в дымовую трубу ¦=1,1
S¦ =9.9
8. Потери напора в местных сопротивлениях, Па
Dhме=S¦*w/2*r=9,9*102/2*0.9 =445,5 продолжение
--PAGE_BREAK--
9. Высота дымовой трубы, м
H=8О
10. Скорость газов в дымовой трубе, м/с
wд=16
11. Внутренний диаметр устья трубы, м
dу=SQRT(12,51*2*4/(3,14*16))=2
12. Диаметр основания трубы, м
dосн=dу+0,02*Hтр=2+0,02*80=3,6
13. Средний диаметр трубы, м
dср=dу+dосн=(2+3,6)/2=2,8
14. Потеря напора на трение в дымовой трубе, Пa
Dhтр=¦*H/dср*w2/2*r=0,02*80/2,80*162/2*0,903=92,47
15. Сопротивление котлоагрегата, Па
Dhк=1227
16. Самотяга в дымовой трубе, Па
Dhсам=H*(rв-rг)*g=80(l,16-0,903)*9,8l=20l,7
Полное аэродинэмическое сопротивление тракта продуктов сгорания, Па
Dh=Dhмс+Dhтр+Dhк-Dhсам=445,5+92, 47+1227-201,7=1563,27
18. Расчетная производительность дымососа, м3/с (М3/2)
Qд=1,1*Vгд=1,1*12,51=13,81 (49702)
19. Расчетный напор дымососа, Па
Hд=l,2*Dh=1,2*1563,27=1876
Тип и маркировка дымососа выбирается по табл. 14.4 [3]. Принимаем к установке дымосос ДН-15 с характеристиками: производительность 50 тыс. м3/ч; полное давление 2,26 кПа; максимальный К.П.Д. 82%; мощность электродвигателя А02-92-6 N= 75 кВт.
2. СПЕЦЧАСТЬ. РАЗРАБОТКА БЛОЧНОЙ СИСТЕМЫ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ
В связи с реконструкцией котельной, которая заключается в переводе паровых котлоагрегатов КЕ-25 с производственного назначения на отопительно-производственное назначение, водогрейные котлы ТВГ-3 консервируются, а для получения тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение административно-бытовых зданий шахтоуправлеия и жилых домов завода РКК «Энергия» в специальной части дипломного проекта разрабатывается блочная система подогревателей сетевой воды на отопление и подогревателей горячего водоснабжения, состаящая из пароводяных и водоводяных теплообменников.
Надежность работы поверхностей нагрева котельных агрегатов и систем теплоснабжения зависит от качества питательной и подпиточной воды.
Основной задачей подготовки воды в котельных является борьба с коррозией и накипью. Коррозия поверхностей нагрева котлов подогревателей и трубопроводов тепловых сетей вызывается кислородом и углекислотой, которые проникают в систему вместе с питательной и подпиточной водой.
Качество питательной воды для паровых водотрубных котлов с рабочим давлением 1,4МПа в соответствии с нормативными документами должно быть следующим:
— общая жесткость 0,02мг.экв/л,
— растворенный кислород 0,03мг/л,
— свободная углекислота — отсутствие.
При выборе схем обработки воды и при эксплуатации паровых котлов качество котловой (продувочной) воды нормируют по общему солесодержанию (сухому остатку): величина его обуславливается конструкцией сепарационных устройств, которыми оборудован котел, и устанавливается заводом изготовителем. Солесодержание котловой воды для котлов КЕ-25-14с не должно превышать 3000 мг/л.
2.1 Исходные данные водоснабжения
Источником водоснабжения котельной служит канал Северский Донец-Донбасс. Вода поступает в котельную с t=5°С в зимний период.
Исходная вода имеет следующий состав, который представлен в таблице 2.1.
Таблица 2.1.
Анализ исходной воды
Обозна
Единица измерения
№
Наименование
чение
мг.экв/л
мг/л
1.
Сухой остаток
Cв
-
1017
2.
Жесткость общая
Жо
8,6
-
3.
Жесткость карбонатная
Жк
4,0
-
4.
5.
6.
Катионы: кальций
магний
натрий
Ca2+
Mg2+
Na+
4,8
3,8
1,16
96,2
46,2
32,6
7.
Сумма катионов
Кат
9,76
175
8.
9.
10.
Анионы: хлориды
сульфаты
бикарбонаты
Cl
SO42-
HCO3-
-
-
-
124
390
-
11.
Сумма анионов
АН
-
-
12.
Pн=7,5
2.2 Выбор схемы приготовления воды
Выбор схемы обработки воды для паровых котлов проводится по трем основным показателям:
— величине продувки котлов;
— относительной щелочности котловой воды;
— по содержанию углекислоты в паре.
Сначала проверяется, допустима ли наиболее простая схема обработки воды натрий катионирования по этим показателям.
Продувка котлов по сухому остатку, % определяется по формуле
Рп=(Сх*Пк*100)/(Ск.в*x*Пк)=1072*0,123/(3000-1072*0,123)*100=4,6%
где Сx — сухой остаток химически очищенной воды, мг/л,
Cx=Св+2,96Н-10,84Н=1017+2,96*4,8+10,84*3,8=1072 мг/л
Пк — суммарные потери пара; в долях паропроизводительности котельной
Ск.в — сухой остаток котловой воды, принимается по данным завода изготовителя котлов
Относительная щелочность котловой воды равна относительной щелочности химически обработанной воды, %, определяется по формуле
Щ’=40*Жк*100=40*4*100/1072=14,9%
где 40 — эквивалент Щ мг/л продолжение
--PAGE_BREAK--
Щi — щелочность химически обработанной воды, мг.экв/л, принимается для метода Na -катионирования, равной щелочности исходной воды (карбонатной жесткости).
Количество углекислоты в паре определяется по формуле:
Суг=22*Жк*a0*(a'-a")=22*4,0*0,19(0,4+0,7)=18,39 мг/л
18,39мг/л
где a0 — доля химически очищенной води в питательной;
a' — доля разложения НСO3 в котле, при давлении 14кгс/см2(1,4МПа) принимается равной 0,7
a'' — доля разложения НСO3 в котле, принимается равной 0,4
Производительность цеха водоподготовки принимаем из табл. 1.5 п.44 — количество сырой воды, поступающей на химводоочистку.
Следовательно принимаем схему обработки воды путем
натрий-катионирование.
Gцр=Gс.в.=3,24кг/с=11,66 м3/ч
2.3 Расчет оборудования водоподготовительной установки
Расчет оборудования необходимо начинать с хвостовой части т.е. с натрий-катионитных фильтров второй ступени, т.к. оборудование должно обеспечить дополнительное количество воды, идущей на собственные нужды водоподготовки.
2.3.1 Натрий-катионитные фильтры второй ступени
Для сокращения количества устанавливаемого оборудования и его унификации принимают однотипные конструкции фильтров для первой и второй ступени. Для второй ступени устанавливаем дла фильтра: второй фильтр используется для второй ступени в период регенерации и одновременно является резервным для фильтров первой ступени катионирования.
Принимаем к установке фильтр ФИПА 1-1, 0-6
Ду = 1000мм, Н=2м.
Количество солей жесткости полдлежащих удалению определяется по формуле:
Ап=24*0,1*Gцр=24*0,1*11,66=27,98 г.экв/сутки,
где 0,1 — жесткость фильтрата после фильтров первой ступени катионирования, мг.экв/л
Gцр — производительность натрий-катионитового фильтра, м3/ч
Число регенерации фильтра в сутки:
n=A/¦*h*E*nф=27,98/0,76*2*424*1=0,04 рег/сут.
Где h — высота слоя катионита, м
¦ — площадь фильтрования натрий-катионитного фильтра,
¦=0,76м2, табл.5 [3]
n — число работающий фильтров
E — рабочая обменная способность катионита, г.экв/м^
E=j*y*Eп-0,5*g*0,1=0,94*0,82*550-0,5*7*0,1=424 г.экв/м3
где j — коэффициент эффективности регенерации принимается по табл. 5-5 [5] j=0,94
y — коэффициент, учитывающий снижении обменной способности катионита по Са+ и Mg+ за счет частичного задержания катионов, принимается по табл. 5-6 [5] y=0,82
Eп — полная обменная способность катионкта, г.экв/м3, принимается по заводским данным
g — удельный расход воды на отмывку катионита м3/м3, принимается по табл. 5-4 [5] g=7
0,5 — доля умягчения отмывочной воды
Межрегенерационный период работы фильтра
t =1*24/0,04-2 = 598ч
2 — время регенерации фильтра, принимаем по табл. 5-4 [5]
Скорость фильтрования
wф=11,66/(0,76*1)=15,34м/ч
Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П ступени:
QNaCl=424*0,76*2*350/1000=225,57 кг/рег
где g — удельный расход соли на регенерацию фильтров, 350г.экв/м3 по табл. 5-4 [5]
Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию составит:
Qн.р=QNaCl*100/(1000*1,2*26)=225*57*100/(1000*1,2*26)=0,72м3
где 1,2 — удельный вес насыщенного раствора соли при t =20°С
26 — 26%-ное содержание соли NaCl в насыщенном растворе при t =20°С
Расход технической соли в сутки
Qтехн= QNaCl*100/93=225*57*0,04*100*1/93=9,7 кг/сут
где 93 — содержание NaCl в технической соли, %
Расход технической соли на регенерацию фильтров в месяц
Qм=Qт*30=9,7*30=291 кг
Расход воды на регенерацию натрий-катионитного фильтра слагается из:
а) расхода воды на взрыхляющую промывку фильтра
Вв=b*z/100=30*76*60*15/1000=2,05м3
где b — интенсивность взрыхляющей промывки фильтров л/м2
принимается по табл. 5-4 [5], b=30 л/м2
z — продолжительность взрыхляющей промывки, мин.
принимается по табл. 5-4 [5], z=15
б) расхода воды на приготовление регенерационного раствора соли
Врег=QNaCl*100/(1000*g*r)=225,57*100/(1000*7*1,04)=3,1м3
где 100 — концентрация регенерационного раствора, принимается по табл. 5-4 [5]
r — плотность регенерационного раствора, принимается по табл. 15.6 [5], r=1,04 кг/м3
в) расхода воды на отмывку катионита от продуктов регенерации:
Вотм=q*¦*tрег=7*0,76*2=10,64 м3
где q — удельный расход воды на отмывку катионита, принимается 7 м3/м3 по табл. 5-4 [5]
Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П-ой ступени с учетом использования отмывочных вод для взрыхления:
Врег=2,05+3,1+(10,64-2,05)=13,74м3/рег
Расход воды в сутки в среднем составит:
Всут=13,74*0,04 = 0,55м3/сут
Натрий-катионитные фильтры 1 ступени
Принимаются к установки как и для второй ступени два фильтра Æ = 1000мм, Н=2м.
Количество солей жесткости подлежащих удалению определяется по формуле:
A1=24*(К0-0,l)=24х(8,6-0,1)х11,66=2378,64 г.экв/л
где Ж- общая весткость воды, поступающая в натрий-катионитные фильтры
0,1 — остаточная жесткость после первой ступени катионирования.
Рабочая обменная способность сульфоугля при натрий-катионировани.
Е=0,74*0,82*550-0,5*7*8,6=304 г.экв/м3
Число регенерации натрий-катионитных фильтров первой ступени:
n=2378,64/(0,76*2*304*2)=2,57 рег/сут
Межрегенерационный период работы каждого фильтра
Т1=24*2/2,57-2=16,67
Нормальная скорость фильтрации при работе всех фильтров:
wф=11,66/(0,76*2)=7,67
Максимальная скорость фильтрации (при регенерации одного из фильтров)
wф=11,66/(0,76*(2-1))=15,34 м/ч
Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра первой ступени
QNaCl=304*0,76*2*150/1000=69,31 кг/рег
Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию продолжение
--PAGE_BREAK--
Q=69,31*100/(1000*1,2*26)=0,22 м3
Расход технической соли в сутки
Qс=69,31*257*100*2/93=383,07 кг/сут
Расход технической соли на регенерацию натрий-катионитных фильтров первой ступени в месяц
Qм=30*383,07=11492 кг/мес.
Расход воды на взрыхляющую промывку фильтра
Впр=3*0,76*60*12/1000=2,05 м3
Расход воды на приготовление регенерационного раствора соли
Врег=69,21*100/(1000*7*1,04)=0,95 м3
Расход воды на отмывку катионита
Вотм=7*0,76*2=10,64 м3
Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра 1 ступени с учетом использования отмывочных вод для взрыхления
В=2,05+0,95+(10,64-2,05)=11,59 м3/рег
Расход воды на регенерацию натрий-катионитных фильтров 1 ступени в сутки
Всут=11,59*2,57*2=59,57 м3/сут
Среднечасовой расход воды на собственные нужды натрий-катионитных фильтров первой и второй ступени:
в=59,57*0,55/24=2,51 м3/ч
2.4 Расчет сетевой установки
2.4.1 Тепловой расчет водоводяного подогревателя
Исходные данные:
1. Температура греющей воды (конденсата) на входе
в подогреватель (табл. 1.4. п.34) Т1=165оС
2. Температура греющей воды (конденсата) на выходе
из подогревателя (табл. 1.4 п.3З) Т2=80оС
3. Температура нагреваемой воды на входе
в подогреватель (табл. 1.4 п.5) t2=70оС
4. Температура нагреваемой вода на выходе из подо-
гревателя (табли.5 п.59) t1=82,34оС
5. Расчетный расход сетевой воды( табл. 1.5п .6) G=51,37кг/с
РАСЧЕТ
Принимаем к установке два водоводяных подогревателя.
Так как в работе будут находиться две установки, то расход нагреваемой воды через одну установку составит:
G1=G/2=51,37/2=25,68 кг/с
Расход греющей воды определяем из уравнения теплового баланса подогревателя:
G1*(t1-t2)*C=G2*(T1-T2)*C*h
где h — коэффициент, учитывающий снижение тепловой мощности за счет потерь в окружающую среду, принимаем h=0,96
G2=(25,68*(82,34-70))/((165-80)*0,96)=3,88 кг/с
Средняя температура греющей воды
Тср=(165+80)/2=122,5оС
7. Эквивалентный диаметр межтрубного пространства
dэ=(D2-z*d2н)/(D-z*dн)=(0,2592-109*0,0162)/(0,259-109*0,016)=0,019559м
6. Скорость воды в трубках
wтр=G1/(¦тр*r)=25,68/(0,01679*1000)=1,53 м/с
9. Скорость воды в межтрубном пространстве
wмтр=G2/(¦мтр*1000)=3,88/(0,03077*1000)=0,126 м/с
10. Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам трубок
a1=1,163*А1*w0,8мтр/d0,2э=1,163*2567,99*1,530,8/0,0195590,2=1495,7 Вт/м2к
где А1 — Температурный множитель, определяемыйп по формуле
A1=1400+18*Тср-0,035*Т2ср=1400+10*122,5-0,035*122,52=3079,8
11. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде
a2=1,163*А2*w0,8тр/d0,2э=1,163*2567,99*1,530,8/0,0140,2=9815,03 Вт/м2к
где A2=1400+18*tср-0,035t2ср=1400+l8*76,17-0,035*76,172=2567,99
12. Коэффициент теплопередачи
К0=1/(1/a1+б/l+1/a2)=1/(1/1495,7+0,001/105+1/9815,03)=1283 Вт/м2к
где б — толщина стенок латунных трубок
l — коэффициент теплопроводности латуни
l=105 Вт/мк при t =122оС
Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:
К=К0*m=1283*0,75=962,25 Вт/м2к
где m — поправочный коэффициент на загрязнение и неполное омывание поверхности нагрева =0,75
13. Поверхность нагрева подогревателя
Н=G1*C*(t1-t2)/(K*Dt)=25,68*4190*(82,34-70)*0,85/(962,25*34,44)=34,06 м2
14. Количество секций подогревателя
Z=H/Fi=34,06/20,3=1,7
где Fi — поверхность нагрева одной секции водоподогревателя
Принимаем 2 секции
ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ
Потери напора воды в трубах
1. Внутренний диаметр трубок dвн=0,014м
2. Длина одного хода подогревателя: L=4м
3. Коэффициент трения / при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002м принимаем равным 0,04
4. Коэффициенты местных сопротивлений для одной секции:
вход в трубки — 1
выход из трубок — 1
поворот в колене — 1,7
Сумма коэффициентов местных сопротивлений
S¦=3,7
5. Потери напора воды в трубках для двух секций водоводяного подогревателя при длине хода 4м
Dh=(l*Z/dвн+S¦)*w2тр*r/2=(0,04*4/0,014+3,7)*1,532*1000/2*2=354 МПа
где r — плотность воды, принимаем равной 1000м/м3
— количество секций подогревателя, соединенных последовательно
l — коэффициент трения
Потери напора в межтрубном пространстве
1. Эквивалентный диаметр живого сечения межтрубного пространства
dмтрэ=0,019559м
2. Коэффициент трения при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002м и принимаем равным 0,04
3. Коэффициент местного сопротивления подогревателя по межтрубному
пространству определяем по формуле:
¦=13,5*¦мтр/¦п=0,03077/0,03765*13,5=11,03 продолжение
--PAGE_BREAK--
где ¦п — площадь сечения подходящего патрубка
Средняя температура нагреваемой воды
tср=(t1*t2)/2=(70+82,34)/2=76,17оС
Среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагре ваемой водой
Dt=(Dtб-Dtм)/ln(Dtб-Dtм)=(82,66-10)/ln(82,66/10)=34,44оС
Где Dtб — большая разность температур = 165-82,34 = 82,66 °С
Dtм — меньшая разность температур = 80-70=10 °С
Для сетевой установки типа БПСВ-14 к дальнейшему расчету выписываем конструктивные данные водоводяного подогревателя 140СТ 34-588-68 3
а) внутренний диаметр корпуса Двн = 259 мм
б) наружный и внутренний диаметр трубок
dн=16мм, dвн=14мм
в) число трубок в живом сечении подогревателя
Z=109
г) площадь живого сечения трубок
¦тр=0,01679м2
д) площадь сечения межтрубного пространства
¦мтр=0,03077м2
е) поверхность нагрева одной секции
Fi=20,3м2
¦п=0,03765м2
¦мтр — площадь живого сечения межтрубного пространства принимаем
¦м =0,03077м2 3
4. Потери напора воды в межтрубном пространстве двух секций водоводяного подогревателя
Dhмтр=(0,04*4/0,019559+11,03)*(0,1262*1000)/2*2=305 Па
где L — длина одного хода подогревателя, L=4м
wмтр — скорость воды в межтрубном пространстве, wмтр=0,126м/с
(из теплового расчета водоводяного подогревателя)
r=1000 — плотность воды в кг/м3
2.4.3 Тепловой расчет пароводяногоподогревателя
Исходные данные:
— Температура греющего пара при давлении 0,7 МПа
(табл. 1.4 р.15) Т1=165°С
— Температура нагреваемой воды на входе в подогреватель
t2=82,34°С (табл. 1.5 п.59)
— Температуру нагреваемой воды на выходе из подогревателя
t1=150°С (табл. 1.4 п.3)
1. Количество теплоты расходуемое в подогревателе
Q=25,68*4190*(150-82,34)*10-6=7,28 МВт
где G1=25,68 кг/с — расход нагреваемой воды (из теплового расчета водоводяного подогревателя)
2. В сетевой установке БЛСВ-14 в качестве пароводяного подогревателя принят подогреватель 050СT 34-577-69. Из табл. 3 выписываем его техническую характеристику:
а) поверхность нагрева Н =53,9м2
б) наружный диаметр Дн = 630мм
в) длина трубок L =3м
г) внутренний диаметр корпуса D =616мм
д) число трубок Z=392 шт.
е) диаметр латунных трубок 16мм
ж) приведенное количество трубок в вертикальном ряду Zпр=17,8 шт.
з) площадь живого сечения межтрубеого пространства ¦мтр=0,219м2
и) площадь живого сечения одного хода трубок ¦тр=0,0151м2
Скорость воды в трубках:
wтр=25,68/(0,0151*1000)=1,7 м/с
4. Средняя температура нагреваемой воды
tср=(150+82,34)/2=116,2 оС
5. Среднелогарифмическая разность температур между паром и водой:
Dt=(82,66-15)/(82,66/15)=39,64 оС
где Dtб — большая разность температур
Dtб=165-82,34=82,66оС
Dtм — меньшая разность температур
Dtм=165-150=15оС
6. Средняя температура стенок трубок
tстср=(Tср+ tср)/2=(165+116,2)/2=140,6оС
7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок
a1=А2*1,163/(Zпр*dн*(T-tстср))=4*8352,6*1,163/(17,8*0,016*(165-140,6))=5983 Вт/м2к
где А2 — температурный множитель, определяемый по формуле
А2=4320+47,54*Т-0,14*Т2=4320+47,54*165-0,14*1652=8352,6
8. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок кводе:
a2=А1*1,163*w0,8тр/d0,2вн=3019*1,163*1,70,8/0,0140,2=12602 Вт/м2к
где A1 — температурный множитель, определяемый по формуле
A1 = 1400+18*tср-0,035*t2ср=1400+18*116,2-0,035*116,22=3019
9. Коэффициент теплопередачи
К0=1/(1/a1+0,001/l+1/a2)=1/(1/5983+0,001/105+1/12602)=3914 Вт/м2к
Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:
К=3914*0,75 = 2935,5 Вт/м2к
где 0,75- поправочный коэффициент на загрязнение и неполное
смывание поверхности нагрева, m = 0,75
10. Поверхность нагрева пароводяного подогревателя
H=7,28*106/(2935,5*39,64)=62,56 м2
11. Количество подогревателей
Z=60,4/53,9=1,16
Принимаем 2 рабочих
2.4.4 Гидравлический расчет пароводяногоподогревателя
Потери напора в трубках пароводяного подогревателя определяются по формуле:
Dh=Dhтр+Dhмс=(l*L/dэ*Z+åò)*wтр*r/2=(0,04*3/0,014*4+13,5)*1,72*1000/2=69050 Па
где Dhтр — потери напора на трение
Dhмс — потери напора на местные сопротивления
l — коэффициент трения, принимаемый при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости = 0,0002м равным 0,04 продолжение
--PAGE_BREAK--
r-плотность воды, 1000 кг/м3
L — длина одного хода пароводяного подогревателя, принимаем 3м
Z — количество ходов подогревателя, в данном дипломном проекте расчитывается четырехходовой пароводяной подогреватель
åò — сумма коэффициентов местных сопротивлений.
Коэффициент местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя
вход в камеру — 1,5
вход из камеры в трубки 1х4 — 4
выход из трубок в камеру 1х4 — 4
поворот на 180o в камере — 2,5
выход из камеры — 1,5
Сумма коэффициентов местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя марки 050СТ 34-577-68 будет составлять åò =13,5
3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
В технико-экономическом разделе дипломного проекта производится сравнение использованных двух видов топлива на реконструируемой котельной: Основного — угля ГР и перспективного — газа от дегазации газовых выбросов шахт, а также определяется сметная стоимость строительных и монтажных работ. Технико-экономические расчеты производятся в гривнах с использованием переводных индексов стоимости строительно-монтажных работ в цены 1993г., коэффициентов рыночных отношений, а также индекса удорожения цен 1997г. к ценам 1995г.
Тогда общий переводный индекс для строительно-монтажных работ: 80,6*1013*1,8562*10-5=1,516 и для оборудования 48,2*3452*1,8562*10-5=3,03
3.1 Исходные данные
1. Годовая выработка тепловой энергии, ГДж
åQвырг=åQгтп+åQсн(3.1)
где Qгтп — годовая отпущенная тепловая энергия,
Qсн — годовой расход тепловой энергии на обственные нужды котельной, Qсн = 15*Qот
åQгтп=Qопов*nоп*3,6+Qзгв*nоп*3,6+Qлгв*(8400-nоп)*3,6+Qлтех*(8400-nоп)*3,6+Qзтех*nоп*3,6 (3.2)
где nоп — число часов отопительного периода, nоп=4320( табл. 1.1)
Qзгв — расчетный расход тепловой энергии в зимний период, Qзгв = 1,36 МВт (табл. 1.2)
Qлгв — то же в летний период, Qлгв = 0,963 МВт (табл. 1.3)
Qтех — расход тепловой энергии на технологию в зимний и летний периоды
Qзтех = 11,69 МВт, Qлтех = 1,24 МВт (табл.1.3)
Qопов — расход тепловой энергии за отопительный период на отопление и вентиляцию, МВт
Qопов=Qров*(tвп-tсроп)/(tвп-tро)=15,86*(18+1,6)/(18+24)=7,4
åQгопт — годовая отпущенная тепловая энергия
åQсн — годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной åQсн=0,15*Qот
Тогда:
Qготп=7,4*4320*3,6+1,36*4320*3,6+0,963(8400-4320)*3,6+1,24(8400-4320)*3,6+11,69*4320*3,6 =350396 ГДж/г
Qгвыр=350396+0,15*350396=402955,4 ГДж/г
2.Годовой расход топлива, т/год
уголь
Вг=Кптх * Qгвыр / hку * Qрн
где Кпт – коэффициент, учитывающий потери топлива для угля — Кпт =1,07; для газа дегазации Кпт =1,05
hку — к.п.д. брутто котельной, для угля hку =83,96%, для газа hку =0,93
-при сгорании каменного угля Вкт=1,07*402955,4/0,8396*22040=25298 т
-при сгорании газа от дегазации
Вгт=1,05*402955,4*106/0,93*39750=11,44*106 м3/год
3.Стоимость угля по фабрике 101,6 руб за 1т
Стоимость газа дегазации 84,4 руб. за 103 м3
4.Цена за воду 0,560 руб. за 1м3 для шахтных котельных
5.Цена за 1 кВт/ч потребляемой электроэнергии
Сд=0,06 руб., а за 1 кВт установленной мощности Сд=0,07 руб.
6.Штатное расписание котельной при работе:
на угле – 22 человека, в том числе ИТР – 3 чел., рабочих – 17 чел., механизаторы – 2 чел.
на газе дегазации – 18 чел., в т.ч. ИТР – 3 чел., рабочих – 15 чел., механизатор – 1 чел.
7.Годовые амортизационные отчисления:
-по зданиям и сооружениям – 5,5%
-по оборудованию – 12,5%
8.Месячный фонд зароботной платы с премиями и начислениями на одного работающего по котельной. Аср=170 руб.
9.Установленная мощность котлоагрегатов. Qуст=28,91 МВт (табл. 1.3)
10.Годовой расход воды, м3
Свг=Сзсв*nоп+Слсв(8400-nhоп)
где Свг, Сзсв – расход воды в зимний и летний периоды (табл. 1.5. п.44), м3/ч
Свг=11,66*4320+4,03(8400-4320)=66813,6 м3/ч
11.Установленная мощность токоприемников, кВа
Nу=Эуд*Qуст
где Эуд — удельная установленная мощность электродвигателей, кВт/МВт.
При Qуст = 28,91 МВт по табл. 10.6
для каменного угля Эуд = 12,4 кВт/МВт и
для газа дегазации Эуд = 13,05 кВт/МВт
Тогда установленная мощность токоприемников, кВа
при сгорании каменного угля
Nуу = 12,4 * 28,91 = 358,5
и при сгорании газа (метана) от дегазации
Nгу = 13,05 * 28,91 = 377,28
12. Расход электроэнергии, кВт/год
Эг=Nу*Ки*Т
Эуг=358,5*0,7*3872=971,678*103 кВт*ч
Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке
Т=Qгвых/(Qуст*3,6)=402955,4/(28,91*3,6)=3872
3.2 Расчет договорной стоимостистроительно-монтажных работ
В табл. 3.1 приведены капитальные затраты производственно-отопительной котельной с двумя паровыми котлоагрегатами КЕ-25 для закрытой системы теплоснабжения. Здание котельной из железобетонных панелей. В табл. 3.1 приведены цены 1984г. продолжение
--PAGE_BREAK--
Таблица 3.1
Сводка затрат на строительство котельной
Затраты, тыс. руб.
№
Наименование работ и затрат
Строитель-ные работы
Монтажные работы
Оборудова-ние
Всего
1
2
3
4
5
6
1.
Общестроительные работы по зданию котельной
34,64
-
-
34,64
2.
Работы по котлоагрегатам КЕ-25 (общестроительные, обмуровка, изоляция)
2,734
-
-
2,734
3.
Теплоизоляция оборудованияи трубопроводов
1,116
-
-
1,116
4.
Работы по газоходам, воздуховодам, фундаментам
2,468
-
-
2,468
5.
Приобретение и монтаж оборудования котельного цеха
-
14,68
398,48
413,16
6.
Автоматизация котельной
-
1,14
44,56
45,70
7.
Работы по водоподготовительному
отделению, в т.ч. склады реагентов
2,46
-
-
2,46
1
2
3
4
5
6
8.
Приобретение и монтаж электрооборудования
-
2,86
48,68
51,54
9.
Монтаж водоподготовительного
Отделения
-
3,14
67,44
70,58
10.
Работы по топливоподаче
3,122
-
31,14
34,26
11.
Монтаж топливоподачи
-
2,03
67,44
70,58
12.
Работы по дымовой трубе
6,48
-
-
6,48
13.
Внутриплощадочные санитарно-
технические сети
1,6
1,12
22,48
25,20
14.
ИТОГО
54,64
24,97
612,78
692,19
15.
Итого, тыс.руб. с учетом перевод-ного коэффициента, учитываю-щего удорожания и инфляцию:
для строительно-монтажных работ 1,516; для оборудования 3,03
82,834
37,809
1856,72
1977,36
На основании денных таблицы 3.1 производим расчет договорной цены. В целях большей наглядности базисная стоимость строительномонтажных работ в составе договорной цены определена отдельно по каждой составляющей строительной части и монтажной. Расчет договорной цены приведен в таблице 3.2.
Проект котельной предусматривает в дальнейшем перевод работы котельной с каменного угля на газ-метан от дегазации шахтных газов. При этом капитальные затраты увеличатся за счет строительства, монтажа и приобретения оборудования по дегазации: в том числе на строительно-монтажные работы — 36,4 тыс.руб… и на оборудование — 16,2 тыс.руб..
И тогда все строительно-монтажные работы котельной при работе на газе-дегазации составят 157,04 тыс.руб., а стоимость оборудования составит 1872,92 тыс.руб.
Таблица 3.2
Расчет договорной цены на строительство котельной
Стоимость работы, тыс.руб. при работе:
№
Наименование затрат
Обоснование
на угле
на газе от дегазации
1
2
3
4
5
1.
Базисная сметная стоимость строительно-монтажных работ
табл. 3.1 п.16
120,64
157,04
2.
Затраты и доплаты, вызываемые влияни-ем рыночных отношений, в том числе:
403,59
2.1
— приобретение материалов, изделий и конструкций по договорным ценам
257% от п.1
310,04
47,74
2.2
— увеличение зарплаты работников строительства
30,4% от п.1
36,67
5,81
2.3
— отчисления в фонд Чернобыля
3,7% от п.1
4,46
1,41
2.4
— отчисления в фонд занятости
0,9% от п.1 продолжение
--PAGE_BREAK--
1,08
17,59
2.5
— отчисление на соцстрах
11,2% от п.1
13,51
17,59
2.6
— разница в размере амортизационных отчислений стоимости ГСМ, запасных частей, машин и т.д.
11,9% от п.1
14,36
18,69
2.7
— удорожание автотранспортных перевозок
18,6% от п.1
22,44
29,21
2.8
— удорожание железнодорожного транспорта
6,6% от п.1
7,96
10,36
2.9
— удорожание электроэнергии
3,7% от п.1
4,46
5,81
2.10
— удорожание тепловой энэргии
1,1% от п.1
1,33
1,73
2.11
— удорожание на перевозки рабочих
6,6% от п.1
7,96
10,36
2.12
— увеличение затрат на вневедомственную охрану
1,4% от п.1
1,96
2,20
2.13
— увеличение затрат на услуги связи
0,3% от п.1
0,36
0,47
2.14
— увеличение средств, связанных с командировочными расходами
0,4% от п.1
0,48
0,63
3.
Итого затраты и доплаты
сумма п.п.1,2
547,44
712,64
4.
Отчисления средств на выполнение общеотраслевых и межотраслевых НИР и опытно-конструкторских работ
1% от п.3
5,47
7,13
5.
Затраты на развитие собственной базы подрядных организаций
10% от п.3
54,74
71,26
6.
Часть прибыли строительной органи-зации, обеспечивающая достаточный уровень рентабель ности ее работы
10% от п.3
54,74
71,26
7.
Итого по п.п.3,4,5,6
662,39
862,29
8.
Итого с учетом надбавки на добавленную стоимость
20% к п.7
794,87
1034,75
3.3 Определение годовыхэксплуатационных расходов
Годовые эксплуатацлонные расходы, тыс.руб., определяем по отдельным статьям затрат для двух вариантов топлива: уголь и газ дегазации:
а) Расходы на топливо
Ст = Вг * Cт *10-32, тыс.руб./год (3.5)
где Вг — годовой расход топлива, т/год (тыс.м3/год)
Ст — цена единицы топлива, руб/т (руб/тыс.м3)
При работе на угле
Сут =25298*101,6*10-3=2570,28
При работе на газе-дегазации
Сгт = 11,44 * 103 * 84,4 * 10-3 = 965,54
б) Расходы на электроэнергию
Расходы на электроэнергию котельных определяются по двухставочному тарифу, при котором оплачивается как присоединенная к городским сетям установленная мощность, кВ.А, или заявленный максимум нагрузки, так и фактически полученная из сетей электроэнергия:
Сэ=(Эг*Сэ+Nу*С‘э/cosj)*10-3, тыс.руб/год(3.6)
где Эт — фактически полученная электрическая энергия, кВт. ч;
Nу — установленная мощность, кВ.А
cosj — коэффициент спроса; cosj=0,95
Cэ, С’э — соответственно тариф 1 кВт.ч потребляемой энергии и 1 кВ.А оплачиваемой мощности трансформаторов.
Суэ=971,678*0,06+358,5*0,07/0,95=84,7 тыс.руб./год
Сгэ=1022,6*0,06+377,8*0,07/0,96=89,2 тыс.руб./год
в) Расход на воду
Св=Сгодв*Се*10-3, тыс.руб./год(3.7)
где Сгодв — годовой расход воды котельной м3/год
Се — стоимость воды руб./м3
Св — 66813,6*0,56*10-3=37,416 тыс.руб./год
г) Расход на заработную плату
Сз.п=n*Аср*12*10-3 тыс.руб./год(3.8)
где n — штатное расписание котельной, чел
12 — число месяцев
Аср=средние месячные выплаты
Суз.п=22*170*12*10-3=35,64 тыс.руб./год
Сгз.п=14*170*12*10-3=22,68 тыс.руб./год
д) Амортизационные отчисления
Са=(Кс*Ас+ К0*А0), тыс.руб./год(3.9)
где Кс, К0 — соответственно затраты на строительство и оборудование (табл. 3.1) тыс.руб
Ас, А0 — соответственно коэффициенты отчислений от затрат на строительство и монтаж оборудования, %
Суа = 794,87*0,055+1856,72*0,125=275,81 тыс.руб./год
Сга = 1034,75*0,055+1872,92*0,125=291,02 тыс.руб./год
е) Расходы на текущий ремонт
Стр=0,2*Са, тыс.руб./год(3.10)
Сутр=0,2*275,81=55,16
Сгтр=0,2*291,02=58,20
ж) Общекотельные и прочие расходы, тыс.руб./год
Спр=0,03*(Ст+Сэ+Се+Са+Сз.п+Стр)(3.11)
Тогда годовые эксплуатационные затраты, тыс.руб./год
Сг=1,03*(Ст+Сэ+Се+Са+Сз.п+Стр) продолжение
--PAGE_BREAK--
Суг=1,03*(2570,28+84,7+37,416+275,81+35,64+55,16)=3150,78
Сгг=1,03*(965,54+89,2+37,416+291,02+22,68+58,20)=1507,98
3.4 Определение годового экономического эффекта
Для определения годового экономического эффекта от перевода котельной с сжигания твердого топлива (каменного угля) в слое на сжигание газа, получаемого путем дегазации шахтных газов необходимо определить себестоимость вырабатываемой тепловой энергии на этих видах топлива.
С=Сг/Qгвыр, руб/ГДж(3.13)
где Сг – годовые эксплуатационные затраты при соответствующем топливе, тыс.руб/год
Qгвыр – суммарное количество вырабатываемой тепловой энергии за год
Су=3150,78*103/402955=7,82 руб/ГДж
Сг=1507,98*103/402955=3,74 руб/ГДж
Экономический эффект от перевода котельной с каменного угля на газ от дегазации оценивается также приведенными затратами, тыс.руб.
Знорм=К+Тнорм Сг(3.15)
где К – капитальные вложения, тыс.руб
Тнорм – нормативный срок окупаемости,
Сг – годовые эксплуатационные затраты, тыс.руб/год
Для энергетических объектов в случае применения новой техники
Тнорм =6,7 года, а для обычных Тнорм =8,4 года
Зунорм=794,87+8,4*3150,78=27161 тыс.руб
З2норм=1034,75+6,7*1507,98=10108,72 тыс.руб
Из приведенных вычислений приведенных затрат следует, что работа котельной на газе от дегазации шахтных газов экономически эффективнее.
Зунорм-З2норм=27261,42-10108,72=17152,70 тыс.руб
4. ТМ3P. МОНТАЖ СЕКЦИОННЫХ ВОДОНОДОНАГРЕВАТЕЛЕЙ
4.1 Подготовительные работы
До монтажа блока водоподогревателей на проектируемой котельной должны быть выполнены следующие мероприятия:
— оставлен монтажный проем в перекрытии помещения установки подогревателей;
— подготовлено фундаметное основание с установленными болтами и гайками, а также металлический кронштейн-каркас для крепления подогревателя;
— зона монтажа должна быть освобождена от посторонних предметов и лишних материалов;
— устроено освещение и оборудовано место подключения сварочного трансформатора.
4.2 Заготовительные работы
Транспортабельный блок водоподогревателей представляет собой набор секций подогревателя, обвязанных узлами измерения и регулирования и смонтированных на раме-подставке. Стойки рамы имеют петли для строповки при погрузочно-разгрузочных работах. Блок изготавливается на заготовительном предприятии монтажной организации.
После окончания сборки блок подвергается на заготовительном предприятии гидростатическому испытанию в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Приборы КИП и автоматизации, предназначенные для установки на блоках, поставляются на котельную вместе с блоком в таре, соответствующей правилам упаковки предприятия-изготовителя этих изделий.
Штуцера, бобышки, а также присоединительные концы трубопроводов на период транспортировки и хранения блока закрываются пробками или заглушками.
4.3 Погрузочно-разгрузочные работы
Изготовленный, собранный в блок из секций и испытанный на заготовительном предприятии монтажной организации водоподогреватель грузится в автомобиль, доставляющий его к месту монтажа, существующими в цехе сборки грузоподъемными механизмами: тельфером, карнбалкой или лебедкой через промежуточный блок. При погрузке необходимо соблюдать требования такелажных работ, которые предусматривают обеспечение исправности и целостности водоподогревателя. После погрузки водоподогревателя в автомобиль его необходимо закрепить, чтобы при транспортировке он не получил повреждений. Блок водоподогревателя доставляется на объект монтажа вместе с сопровождающей документацией: монтажные чертежи с детализацией отдельных узлов и деталей; комплектующаю ведомость с наименованием деталей и их размеров; акты заводских испытаний.
Доставленные водоподогреватели принимаются по акту. Для разгрузки водоподогревателя, а также его монтажа, используется автомобильный кран МКА-16.
В качестве грузозахватных приспособлений используется съемные гибкие стальные канаты (стропы), которые соответствуют необходимой грузоподъемности; удобной строповки; надежности захвата; недопустимости повреждения водоподогревателя.
4.4 Технология монтажа
Установка блока водоподогревателя производится автокраном МКА-16 „с колес“ в соответствии с проектом производства работ (ППР) и графиком совмещенных работ, согласованных с генподрядчиком.
Последовательность рабочих операций при монтаже транспортабельного блока водоподогревателя:
— строповка;
— подъем блока краном;
— установка блока на фундаментное основание;
— закрепление блока к фундаментным болтам гайками;
— присоединение блока к трубопроводам теплоснабжения (пара, конденсата) и водоснабжения на сварке;
— установка регулирующего клапана на месте фланцевого патрубка;
— установка термометров и манометров.
Работы по монтажу блоков водоподогревателей выполняет звено в составе трех человек.
4.5 Испытание и пуск водоподогревателя в работу
Перед испытание смонтированного водоподогревателя проводится контроль качества применяемых материалов, трубной заготовки, соответствие их техническим условиям, ГОСТам, проектным типам и марка.
Осуществляется внешний осмотр оборудования на предмет отсутствия дефектов, законченности монтажа. Проверяется визуально качество сварных швов, прочность и плотность резьбовых и фланцевых соединений при установке КИП и регулирующего клапана.
Для проверки прочности и плотности производят гидравлические испытания водоподогревателя. Водоподогреватели испытываются давлением равным 1,25 рабочего, но не менее (рабочее давление +0,3)МПА отдельно для нагреваемой и нагревающей части в течении 5 мин., а после оно снижается до максимального рабочего. Падение давления в течении 5 мин. под пробным давлением должно быть не более 0,02МПа.
При испытании водоподогревателя на плотность воздухом все соединения обмазывают мыльной эмульсией и по выявлению мыльных пузырей судят о неплотности соединений.
Водоподогреватели по окончании монтажных работ и испытаний на прочность и плотность принимаются Государственной комиссией, или ведомственной.
После принятия Государственной или ведомственной комиссией производится комплексное испытание водоподогревателя в течении 72 ч. при проектных параметрах теплоносителя и номинальной производительности. Об окончании комплексного испытания составляется акт, к которому прилагается ведомость дефектов, выявленных при опробывании.
4.6 Оборудование и инструменты при монтаже
Потребность в оборудовании, инструментах и приспособления при монтаже водоподогревателя приведена в таблице 4.1.
Таблица 4.1.
Ведомость инструментов
№№ пп
Наименование
Марка, ГОСТ, ТУ
Кол-во шт.
Техническая характеристика
1
2
3
4
5
1.
Молоток слесарный
ГОСТ2310-77
1
Масса 0,8кг
2.
Зубило слесарное
ГОСТ17211-82
1
d=0,2м
3.
Рулетка измерительная металлическая
ГОСТ7502-80
1
Цена деления 1мм
4.
Уровень строительный
ГОСТ9416-83
1
d=0,3м
5.
Отвес
ГОСТ17948-80
1
-
6.
Ключ трубный рычажный
ГОСТ18981-82 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
2
Голынский з-д “ стеклоприбор ”
4
12
Тягонапоромер дифференциальный жидкостный на одну точку измерения шкала (0¸160 кгс/м2) (0-1600 Па)
ТЖД-1- -160
4
8
Голынский з-д “ стеклоприбор ”
5
24
Манометр
ОБМ1-160х25
1
2
Томский манометр. завод
1
2
3
4
5
6
7
6
14
Манометр электроконтактный шкала 0¸16 кгс/м2
ЭКМ–IУх16
1
2
— “ -
7
28
Дифманометр-расходомер сильфонный самопишущий с дополнительной записью давления. Шкала 0¸32 т/ч
ДСС-732Н
1
2
Завод “Теплоконтроль” г. Казань
8
29
Диафрагма камерная с одной парой отборов Двн=207мм
Конденсационный сосуд (комплектно с запорной арматурой) ГОСТ 14318-73
ДК16-200-П-а/б-5
2
1
2
2
4
— “ -
— “ -
9
18
19
Реле искробезопасного контроля сопротивления с электродом типа ДУ. Питание – 220в.
ИКС-2Н
2
4
Завод шахтной автоматики г. Константиновка
10
18а
Реле искробезопасного контроля сопротивления с двумя электродами типа ДУ. Питание – 220в.
ИКС-2Н
1
2
— “ -
11
21
Дифманометр мембранный бесшкальный. Перепад давления (630 кгс/м2) 6300 Па
ДМ
(3573)
1
2
Завод “Ма-нометр” г.Москва
12
22
Газоанализатор химический
ГХП -2
-
1
Завод “Лаборприбор” г.Клин
13
30
Термометр Б 90o №1-1o-220-450
Гидростатический уровнеметр
-
1
1
2
2
Клинский термометровый з-д
1
2
3
4
5
6
7
14
14
Манометр
ОБМ-1-160х16
-
1
Томский манометровый завод
15
4а
Пускатель магнитный 220в. регулирование топлива
ПМЕ-111
2
Завод “Ильмарене” г.Таллин
16
5б
Регулирование подачи воздуха. Пускатель магнитный 220в.
ПМЕ-111
-
2
-“-
6. ОХРАНА ТРУДА В СТРОИТЕЛЬСТВЕ
В современных котельных не менее 80% оборудования монтируют методом сборки укрупненных блоков. На специальной сборочной площадке отдельные элементы каркаса, поверхностей нагрева и т.д. собирают в крупные однотивные блоки. Затем блоки поднимают и устанавливают в положение предусмотренное проектом.
Монтаж связан с подъемом и перемещением громоздких и нетранспортабельных узлов, блоков. Все подъемно-транспортные работы на монтаже механизируются. Для этого применяется автокран и пневмоколесный кран. Монтажную площадку ограждают сплошным ограждением. Материалы хранят в специально отведенных местах. Дороги свободны для проезда. Входы, переходы и выходы свободны и безопасны. Проходы в опасных местах настилают из досок. Настилы обязательно снабжают перилами. Монтаж технологического оборудования выполняется в соответствии с проектом производства монтажных работ.
При h =88м обеспечивается защита здания котельной от удара молнии.
Молниеприемник изготавливается из стали. Соединение молниеприемника с токоотводом сварное. Соединение заземляется с токоотводом, также сварное.
6.1 Охрана труда при монтаже энергетического и технологического оборудования в котельной
На участке, где ведутся монтажные работы не производятся другие работы.
Очистка, подлежащих монтажу элементов конструкций от грязи и наледи производится до их подъема.
Запрещается подъем сборных железобетонных конструкций, не имеющих монтажных петель или меток, обеспечивающих их правильную строповку и монтаж.
Применяемые способы строповки элементов конструкций и оборудования обеспечивают их подачу к месту установки в положении, близком к проектному.
Люди, на элементах конструкций и оборудования, находящихся на весу, отсутствуют.
Элементы монтируемых конструкций или оборудования во время перемещения удерживаются от вращения и раскачивания гибкими оттяжками.
При производстве монтажных (демонтажных) работ в условиях действующего предприятия эксплуатируемые электросети и другие действующие инженерные системы в зоне работ, как правило, отключаются и закорачиваются. Оборудование и трубопроводы освобождены от взрывоопасных, горючих и вредных веществ.
При производстве монтажных работ для закрепления технологической и монтажной оснастки используются оборудование и трубопроводы, а также технологические и строительные конструкции с согласованием с лицами, ответственными за правильную их эксплуатацию.
При надвижке конструкций и оборудования лебедками грузоподъемность тормозных лебедок должна быть равна грузоподъемности тяговых, если иные требования не установлены проектом. продолжение
--PAGE_BREAK--
Распаковка и расконсервация подлежащего монтажу оборудования производится в зонах, отведенных в соответствии с проектом производства работ, и осуществляется на специальных стеллажах или подкладках высотой не менее 100мм. При расконсервации оборудования не допускается применение материалов со взрыво- и пожароопасными свойствами.
Укрупнительная сборка и доизготовление подлежащих монтажу конструкций и оборудования (нарезка резьбы на трубах, гнутье труб, подгонка стыков и тому подобное) должны выполняться, как правило, на специально предназначенных для этого местах.
В процессе выполнения сборочных операций, совмещения отверстий и проверка их совпадения в монтируемых деталях производится с использованием специального оборудования. Проверять совпадение отверстий в монтируемых деталях пальцами рук не допускается.
При монтаже оборудования должна быть исключена возможность самопроизвольного или случайного его включения.
При перемещении оборудования расстояние между ним и выступающими частями смонтированного оборудования или других конструкций должны быть по горизонтали не менее 1м, по вертикали — 0,5м.
При монтаже оборудования с использованием домкратов должны быть приняты меры, исключающие возможность перекоса или опрокидывания домкратов.
Анализ и предотвращение проявления потенциальных опасностей при монтаже оборудования в котельной
Таблица 6.1
№ пп
Наименование потенциальных опасностей
Харктер и обьекты проявления потенциальных опасностей
Принятые в проекте мероприятия по предотвращению проявления потенциальных опасностей
1
Падение груза при перемещении
Разрушение обьектов, травмирование и гибель людей
Применение исправнных стропов, обозначения мест крепления грузов, соответствие грузоподьемности крана весу поднимаемого оборудования, ограждение опасной зоны.
2
Опрокидывание грузоподьемных механизмов
Разрушение обьектов, травмирование и гибель людей
Прекращение работы крана при скорости ветра более 15 м/с, предельной величиной угла наклона крана не более 30
3
Использование электрического тока
Возможность электротравм, пожаров
Применение индивидуальных средств защиты, наличие защитного заземления, исправная изоляция на проводах
4
Работа на высоте
Возможность падения людей с высоты, падение грузов
Применение монтажных поясов, касок, устройство перил и ограждений.
Не допускается использовать непринятые в эксплуатацию в установленном порядке электрические сети и энергетическое оборудование. Эксплуатируется после принятия в установленном порядке.
Не допускается производить работы или находиться на расстоянии менее 50м от места испытания воздушных выключателей.
Предохранители цепей управления монтируемого аппарата должны быть сняты на всё время монтажа.
При необходимости подачи оперативного тока для опробывания электрических цепей и аппаратов на них следует установить предупредительные плакаты, знаки или надписи, а работы, не связанные с опробованием, должны быть прекращены и люди, занятые на этих работах, выведены.
Подача напряжения для опробования электрооборудования производится по письменной заявке ответственного лица электромонтажной организации (мастера или прораба), назначенного специальным распоряжением.
На монтируемых трансформаторах выводы первичных и вторичных обмоток должны быть заземлены и закорочены на все время проведения электромонтажных работ.
Электромонтажные работы в действующих электроустановках, как правило, должны выполняться после снятия напряжения со всех токоведущих частей, находящихся в зоне производства работ, их отсоединения от действующей части электроустановки, обеспечение видимых разрывов.
Падение груза при перемещении может произойти при неисправности стропов, при несоответствии грузоподьемности крана весу поднимаемого оборудования.
Опрокидывание грузоподьемных механизмов может произойти при крене механизмов более 30и порывах ветра более 15 м/с, из-за плохого крепления опор, если поднимаемый груз больше нормы.
При работе на высоте необходимо использовать страховые пояса и средства защиты.
Расчет ctpопов
Грузоподъемность стропов определяется разрывным усилием каната с учетом количества ветвей и коэффициента запаса прочности. При вертикальном положении стропов допустимое усилие в каждой ветви определяется по формуле:
Sb=(Q/mk)*q, H [кгс]
где Sb — допустимое усилие в ветви стропа, H [кгс]
Q — вес поднимаемого груза, кг
m — число ветвей стропов, шт.
k — коэффициент запаса прочности каната
Производится расчет стропов для разгрузки труб диаметром З00 мм, общая длина труб 36м, масса труб составит 1944кг.
Принимаем общий вес поднимаемого груза 2000 кг, тогда m =4, k=6
Sb=(2000/4*6)*10=83 Н
При наклонном положении стропа его грузоподъемность снижается, так как с увеличением угла наклона стропа увеличивается усилие в поднимаемом элементе. В этом случае усилие каждой ветви стропа определяется по формуле
S=1/cos(x)*Q/m=(K*Q/M)*g
где K — коэффициент, зависящий от угла наклона стропа
K=2,0 при угле наклона стропа x=60°
S=(2.0*2000/4)*10=10000 Н
Длину ветви стропа определяем по формуле:
C=/>
где h — высота треугольника; определяемого ветвями стропа, м
b- расстояние между точками крепления стропа по диагонали, м
Разрывное усилие стропа 10000 Н при угле 60с учетом этого значения по ГОСТу 3071-80 устанавливаем, что диамерт стропа ЛКЗ 21 мм, а площадь сечения 161,13 мм2
Безаварийный подьем груза, длиной 36м и массой 1944 кг стропом может служить 4х ветьевой канат типа ЛКЗ с d=21мм и F=121.13 мм2
7. ОРГАНИЗАЦИЯ, ПЛАНИРОВАНИЕЯ И УПРАВЛЕНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВОМ
Задачей организации строительного производства является обеспечение строительства объекта в оптимальные сроки при высоком качестве работ и минимальных затратах труда, материальных ресурсах и денежных средств.
Научная организация производства базируется на системе действующих ЕНиРов, СНИПов, в составе которых важную роль играют производственные нормы, сметные нормы, нормы продолжительности строительства, нормы заделов, позволяющие обоснованно концентрировать ресурсы, правильно планировать объемы работ, производительность труда, обеспечивать ускорение вводов в действие объектов.
7.1 Монтаж котлоагрегатов
Монтаж котельных агрегатов и вспомогательного оборудования производится в настоящее время, как правило, укрупненными блоками. Блочный монтаж позволяет в значительной степени снизить стоимость монтажа, трудоемкость монтажных работ, уменьшить количество монтажных лесов и подмостей, повысить безопасность производства.
При доставке оборудования блоками снижаются транспортные расходы, при этом сокращается продолжительность простоя транстпортных механизмов.
Монтаж котлоагрегата начинается с устройства под него фундамента (из бетона). Далее производится установка и выверка каркасных конструкций, затем устанавливаются барабаны и блоки поверхностей нагрева (радиационные блоки, блоки пароперегревателя, блоки экономайзера, блоки воздухонагревателя). При монтаже котлов, экономайзеров разрешается применять все промышленные виды сварки.
После этого производятся гидравлические испытания, монтаж лестниц и площадок, воздуховодов. В конце производятся щелочение смонтированной системы и обмуровка котлоагрегата шамотным кирпичом.
7.2 Условия начала производства работ
К началу работ по монтажу теплотехнического оборудования котельной должны быть произведены следующие подготовительные работы:
— разработка и утверждение ППР;
— подготовлены склады и площадки для сборки блоков оборудования и подготовка его к установке;
— сооружены подъездные пути;
— подготовлены временные здания и сооружения, необходимые для монтажных работ;
— проложены временные водо- и энергосети;
— смонтировано электроосвещение зон сборки блоков и производства монтажных работ;
— выполнены строительные работы по ППР;
— выполнены требования ТБ, охраны труда; продолжение
--PAGE_BREAK--
— заготовлены трубные узлы, металлоконструкции;
— выполнено оснащение монтажной организацией подъемно-транспортным оборудованием, монтажными механизмами, инвентарем;
Технологическое оборудование, проектно-сметная документация, техническая документация заводов-изготовителей, материалы, конструкции передаются заказчиком монтажной организации в порядке и в сроки, установленные действующими правилами о договорах по подряду на капитальное строительство и положением о взаимоотношениях организаций — генеральных подрядчиков с субподрядными организациями
7.3 Производственая калькуляция затрат труда и заработнои платы
Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы составляется по сборникам ЕНиР на основании объемов работ по монтажу технологического котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов котельной. При составлении калькуляции учитываем поправочные коэффициенты, которые принимаются по вводным частям ЕНиР. Исходные данные и результаты расчета калькуляции приведены в табл.7.1.
Таблица 7.1
Производственная калькуляция затрат труда и заработной платы
№ пп
ЕНир
Наименование работ
Ед. изм.
Объем работ
Состав звена по ЕНиР
Затраты труда и зарплаты
На еденицу работ
На весь объем
Норма времени, чел.час
Расценка в руб.
Норма времени чел.час
Расценка в руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
I. Подготовительные работы
1
1-5
Выгрузка грузов краном
Т
78
Машинист 6р-1 такелаж. 2р-2
12,0
7,68
936,9
599,04
2
31-7
Подьем и установка мелких стальных конструкций сборочной площадки
ИТОГО
II. Монтаж котлоагрегатов
I
Кон.
2
Монтажн. 6р-1, 4р-2, 3р-3
6
4,74
12
9,48
3
31-100
Проверка и разметка фундаментов под котлоагрегаты
Фун
2
Слесарь-монтажн.
К.у.
5р-1, 2р-1, 3р-1
13
9-75
26
19-50
4
31-101
Сборка блоков каркаса, щитов и др. узлов металлических конструкций котлоагрегатов
1 бл.
2
-“-
6р-1 5р-1
3р-2. 2р-1
31,5
25-26
63,0
50-52
5
31-102
Монтаж лестниц и площадок
1т
2,5
-“-
5р-1 3р-1
2р-1
21
15-17
52,5
37-93
6
31-103
Монтаж барабанов
1бар
4
6р-1, 4р-2,
5р-1 3р-2
75
61-88
300
123-76
7
31-106
Технический осмотр и установка коллекторов
1кол
4
6р-1, 4р-1,
2р-1, 3р-1
52
41-47
208,0
165-88
8
31-105
Монтаж радиационных поверхностей нагрева
1т
8,4
5р-1, 3р-2,
2р-1
75
55-31
630
464-60
9
31-105
Монтаж конвективных поверхностей нагрева
1т
7,6
5р-1, 4р-1,
3р-2, 2р-1
93
69-56
706,3
528,66
10
31-47
Монтаж топки механической
1топ
2
5р-1, 4р-1,
3р-1, 2р-2
94
69-18
188
138-36
11
31-47
Монтаж пароперегревателя
1блок
2
6р-1, 4р-2,
3р-2
12,5
10-10
25
20-20
12
31-107а
Монтаж экономайзера блоками
1т
20,42
5р-1, 4р-1,
2р-1, 3р-1
7,6
5-91
155,19
120-68
13
Е31-58-1 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
310-40 --PAGE_BREAK--
1
1
1
1
1
Огнеупорщики
10
огнеупорщики
-
2
2
2
2
2
Итого
25
7.5 Организация строй генплана
7.5.1 Организация складского хозяйства
Площадь складов, для хранения строительных конструкций, деталей и материалов определяется расчетным путем в соответствии с принятым запасом и нормами складирования.
Наибольшая суточная площадь складов определяется по формуле
F=Q*R1*R2*n’/(n*q*j)(7.2)
где Q — количество материалов, требуемое для выполнения работ в течении расчетного периода, 40т
R1 — коэффициент неравномерности поступления материалов на склады, принимаем 1.1.(для автомобильного транспорта) .
R2 — коэффициент неравномерности потребления, принимаем равным 1,3 для железнодорожного транспорта
n- продолжительность расчетного периода выполнения работы, в течении котороро потребляются материалы и детали. =13дн.
n'- норма хранения материалов на складе, дн. =12 (прил.4 м )
q- удельная нагрузка, =0,38м3/м2 (прил.5 м)
j — коэффициент использования, =0.7
F=40*1.1*1.3*12/13*0.38*0.7=172 m2
Размеры склада под навесом: 11,4х15,1; способ хранения — в контейнерах.
7.5.2 Расчет временных здании и сооружений
Количество и номенклатура временных зданий и сооружений определяется в зависимости от объекта и характера строительно-монтажных работ, территориального расположения и местных условий строительства.
Площади административно бытовых помещений зависят от количества работающих на площадке. Количество рабочих берется по графику движения рабочих. Количество инженерно-технических работников и младшего обслуживающего персонала принимается от числа рабочих 10-12% для ИТР и служащих и 1,5-2% для МОП. ИТ'Р — 2 чел, МОП — 1 чел.
Общая формула для расчета временных зданий и сооружений
Eвр.з.=Н*Рмах(7.3)
где Н — норма, в м2 на одного работающего, принимается по приложению 4
Рмах — максимальное количество работников в одну смену из календарного плана.
Результаты расчетов сводим в табл.7.4.
Таблица 7.4
Ведомость потребности временных зданий и сооружений
№№ пп
Наименование временных зданий и сооружений
Расч. к-во рабоч итр, моп
Значен показат на 1 рабоч. итр, моп
Расчетная площадь м2
Принятое здание
Принимаемая площадь м2
Кол-во зданий
тип
размер
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Прорабская
2
4
8
передвижное
6*2,7*2,6(4)
16,2
1
2
Гардеробная
16
0,42
6,72
419,08
6*2,7*2,6(4)
16,2
1
3
Умывальные
18
0,25
4,5
419,08
6*2,7*2,6(4)
16,2
1
4
Душевые
15
0,5
7,5
419,08
6*2,7*2,6(4)
16,2
1
5
Уборные
18
0,2
3,6
щитовой
0,8*1,2=0,96
0,96
2
6
Помещение для приема пищи
18
0,8
14,4
передвижное
9*2,7*2,6(4)
24,3
1
7.5.3 Расчет временного водоснабжения
Потребность в воде определяется по трем группам потребителей: производственные нужды, хозяйственно питьевые нужды и расход на пожаротушение.
Секундный расход воды на производственные нужды определяется по формуле
/>(7.4)
где: Gпрсек— производственный расход каждого отдельного потребителя воды (литров-смену), получаемый как производственные нормы расхода воды на объем работ в смену (прил.7 м ), на компрессор qi=10000л/см=0,347л/с, на грузовик qi=300л/см продолжение
--PAGE_BREAK--
К1— коэффициент сменной неравномерности потребления, принимается равным 1,5
Секундный расход воды на санитарно-бытовые нужды на стройплощадке определяется в л/с по формуле:
/>(7.5)
где: N1— количество рабочих в максимальную смену
К2— коэффициент сменной неравномерности водопотребления, принимается равным 1,5
А1— расход воды в литрах на одного рабочего, пользующегося умывальником, А1=15л/чел, А2=15л/чел — на хозяйственные нужды одним рабочим
t2— продолжительность работы душевой установки, принимается 45мин.
А3– ЗО л — расход воды на одного человека, пользующимся душем
Расчетный расход на объекте
Gпр=1,5(10000+300)/8*3600=0,536 л/с
Gб=1,5*18(15+15)/8*3600+0,4*30*15/45*60=0,128 л/с
Расчетный расход на объекте определяется по формуле:
Gрасч=Gпож+0,5*1,2(Gпр+Gб)
Gрасч=10+0,5*1,2(0,536+0,128)=10,398
Диаметры труб водопроводной сети определяются по формуле:
dн=2(Qрасч*1000)/3,14*w
где w— скорость движения воды по трубам, принимается для временных водопроводов 1,5м/с
dн=2*10,398*1000/3,14*1,5=93 мм
Принимаем диаметр временного водопровода 108х4мм
7.5.4 Расчёт временного электроснабжения
Расчет мощности источников электроснабжения или трансформатора производится для случая максимального потребления электроэнергии одновременно всеми потребителями на стройплощадке по формуле:
/>
где P — потребная мощность, кВ.А
1,1 — коэффициент.учитывающий потери мощности в сети
Рс — потребная мощность в кВт, принимается по приложению 7 м
Рт — потребная мощность в кВт на технологические нужды, принимается по приложению 7
Рв.о — потребная мощность в кВт для внутреннего освещения, определяется умножением удельной мощности на 1м2площади помещения на общую освещаемую площадь согласно стройгенплану
Рн.о — потребная мощность в КВт для наружного освещения, удельные значения ее принимаются по приложению 7 м
К1, К2, К3, К4— коэффициент спроса, зависящие от числа потребителей
4 — коэффициент мощности, зависящий от характера, количества и загрузки потребителей силовой энергии
Результаты расчетов сводим в таблицу 7.6
Таблица 7.6
Расход электроэнергии для энергоснабжения строительной площадки
№№ пп
Наименование потребителей
Ед. изм.
К-во обьем площ.
Норма на ед. измерения уст мощнос Ру, кВт
Общая уст. мощность эл. энергии Ру.кВт
Коэффициент спроса К
Коэффициент мощности
1
2
3
4
5
6
7
8
1.
Производственные нужды
1.Тельфер г.р.п. 3т
шт
1
5,0
5,0
0,75
0,75
2.Тельфер г.р.п. 5т
шт
1
11,2
11,2
0,75
0,75
3.Кран ДЭК-161
шт
1
22
22
0,75
0,75
4.Компрессор
шт
2
7
14
0,75
0,75
Итого
52,0
2.
Технологические нужды
1.Сварочный трансформатор СТШ-250
шт
2
153
30,6
0,75
0,75
3.
Внутреннее освещение
1.Котельная
100м2
1500
1
15
0,8
1
2.Крытые склады
100м2
98,6
1
0,986
0,8
1
3.Административно-хозяйственные помещения
100м2
97,2
1
0,972
0,8
1
Итого
16,958
4.
Наружное освещение
1000
24431
1,5
36,65
1
1 продолжение
--PAGE_BREAK--
/>
Подбираем трансформатор по полученной расчетом мощности. Принимаем трансформатор КТПМ-180, мощностью =180кВт и предельно-минимальным напряжением: высшим 6ОООв и низшим 0,4-0,23в.
Количество прожекторов для освещения стройплощадки определяется по формуле:
/>
где: Е — нормируемая освещенность в лк принимаем Е=0,1 лк
К — коэффициент запаса для прожекторного освещения К=1,5
F— освещаемая площадь
d— световой поток лампы накаливания, =270Слм
h— к.п.д. прожетора, принимаем 0,^5
Kuкоэффициент использования светового потока, принимаем 0,9
Kн— коэффициент неравномерности освещения, =0,75
/>=6 прожекторов
тип лампы накаливания НГ-220-300
7.6 Расчёт технико-экономических показателей
А. Планируемая продолжительность строительно-монтажных работ.
Определяем по календарному плану Т=57 дн
В. Трудоемкость работ: по калькуляции
Q=699.75 чел.дн
С. Зарплата рабочих по калькуляции (табл.7.2) с учетом переводного коэффициента с рублей 1984г. на гривны 1997г. =0,78
3=(4821-61руб)х0,78 =5171-60 руб .
Среднедневная зарплата рабочих
З1=З/Q = 5171-60/699.75=7.55 руб/чел.дн
Е. Сметная стоимость строительно-монтажных работ с удельным весом зарплаты 8%
См= З/Зуд=3760-86/0,08=47010,7 руб
К. Среднедневная выработка В = См/Q=47010,7/699.75=59-86 руб/чел.дн
Коэффициент использования рабочих
Кисп=Рмах*Т/Q=1.5*57/692.56=1.23
М. Месячная зарплата рабочих
Зм = 5-38*24=129-12=173-65 руб.
8.ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ЭНЕРГОРЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ
8.1Организация эксплуатации теплогенерирующей установки с паровыми котлоагрегатами во время их работы и остановки
Ведение режима работы котлоагрегата должно осуществляться по режимной карте, разработанной в результате пусконаладочных работ и расчета тепловой схемы котельной.
Производительность котлоагрегата регулировать так, чтобы обеспечивался нормальный режим работы топки, исключающий её шлакование и тепловой перекос.
Допускается колебания давления пара ±0,03-0,05 Мпа и температура перегретого пара ±10-15 °С.
Поддерживать минимально допустимое разрежение в топке.
Производить по разработанному пусконаладочными работами графику устранение наружных поверхностей нагрева. Контроль за состоянием поверхностей нагрева осуществляется по температуре продуктов сгорания и сопротивлению газового тракта.
Не реже одного раза в смену проверяется исправность контрольно-измерительных приборов.
Регулярно по нагреву труб проверяется плотность спускных и дренажных вентилей.
Все заметки о работе оборудования, замеченных его дефектах и проведенных мероприятиях по их устранению дежурный персонал обязан заносить в оперативный журнал и ремонтную книгу.
Регулярно записывать показания приборов.
На основании этих записей и анализа суточных ведомостей по работе котельных агрегатов составляется первичная отчетность.
Остановка котла может быть плановой, кратковременной и аварийной. Плановую (полную) остановку котла производят по заранее составленному графику в определенной последовательности:
Прекращается подача топлива, дожигаются его остатки на решетке, прекращается подача воздуха (отключается дутьевой вентилятор).
В течении 10 мин вентилируются газоходы.
Останавливается дымосос и закрывается шибер за котлом.
После прекращения горения в топке и выработки пара котел отключают от паровой магистрали.
Открывают продувку пароперегревателя на 30-40 мин для его охлаждения.
Непрерывно ведется наблюдение за уровнем воды в котле и его питанием до допустимого верхнего уровня.
Очищают топку от остатков топлива, золы и шлака, разгружают золовые бункеры.
В течении 4-6 часов котел медленно остывает, при этом топочные дверцы должны быть закрыты.
Через 4-6ч после остановки проветривают газоходы с помощью естественной тяги и продувки котла.
Через 8-10ч после остановки для ускорения охлаждения открывают шибер за котлом и включают дымосос, продувку повторяют.
Воду полностью удаляют из котла только после охлаждения ее до 70-80 °С.
Воду спускают медленно, открывая при этом все воздушные краны или предохранительные клапаны.
Котел отсоединяют от других котлов установкой металлических заглушек между фланцами на паровых, питательных, спускных и продувочных линиях.
Осматривают топку, котел, вспомогательное оборудование.
О всех замеченных неисправностях делают записи в журнале.
8.2Энергосбережение в ТГУ при использовании твердого топлива
В регионе Донбасса эксплуатируется немало мощных теплогенерирующих установок на твердом топливе, являющихся источником значительных выбросов золы, оксидов азота и серы. Для их золошлаковых отходов требуется сотни гектаров земли и нередко плодородной.
Наряду с мероприятиями по сокращению уровня выбросов на действующих котельных актуальной является разработка экологически чистых, ресурсосберегающих технологий сжигания твердого топлива.
В этом плане перспективна технология подачи рядового топлива, известняка и воздуха, обогащенного кислородом, в специальную камеру интенсивного сжигания топлива в расплаве. Образующаяся в ней газожидкостная шлаковая эмульсия обеспечивает идеальные условия тепломассообмена и контакта топлива с окислителем, а также высокий уровень температур, что в комплексе способствует полному сжиганию угля, в том числе низкого качества.
Важнейшая особенность технологии связана с возможностью переработки практически всей минеральной части топлива в ценную товарную продукцию, так как в камере сжигания осуществляется процесс разделения шлака на легкую и тяжелую фракции. Легкий шлак состоит из окислов кремния, кальция, алюминия, магния и так далее. Он может использоваться для производства ценных материалов и изделий шлакоситалловых плит и листов, шлаковаты, портландцемента, шлакоблоков, фракционированного щебня. В тяжелый шлак благодаря восстановительному режиму горения переходит практически все присутствующие в угле железо. В металлической фазе концентрируются также редкие и цветные металлы, что делает его ценным сырьем для металлургических предприятий.
При использовании рассматриваемой технологии сжигание твердого топлива котельная трансформируется в энергетический многоцелевой комплекс, товарной продукцией которого, кроме тепловой энергии, являются разнообразные изделия из шлака, удобрения, металлургическое сырье.
Для повышения энергоресурсосбережения, кроме разработки новых технологий сжигания топлива, необходимо осуществлять мероприятия по снижению потерь твердого топлива при хранении:
Исходя из местных условий на основании технико-экономических расчетов по возможности строить склад закрытого типа.
Выбирать форму и размеры штабеля с наименьшей наружной поверхностью на единицу объема.
Производить послойное уплотнение штабелей для борьбы с самонагреванием.
Обеспечить организованный сток воды для предотвращения скопления атмосферных осадков.
Выполнять подштабельное основание в соответствии с нормами и требовании.
Разные марки топлива хранить в отдельных штабелях.
Перед разгрузкой прибывшей партии свежего топлива очищать склад от старого топлива и посторонних предметов.
Сокращать время межу выгрузкой угля и завершением уплотнения штабеля.
Постоянно вести контроль за температурой угля в штабеле.
Нормировать расход условного и натурального топлива на выработанную и отпущенную единицу тепловой энергии.
Список использованной литературы
СНиП 2.01.01.-82 Строительная климатология и геофизика Госстрой СССР-М: Стройизд, 1983 – 136с.
Роддатис К.Ф. Полтарацкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. /под ред. Роддатиса К.Ф. М: Энергатомиздат, 1989-488с.
Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник / В.И. Манюк, Я.И.Каплинский, Э.Б. Хит и др. – 3-е изд., перераб. и доп. М Стройиздат, 1988.- 432с
Тепловой расчет промышленных парогенераторов /под ред. Частухина В.И., Киев 1982.
Ю.М.Гусев. Основы проэктирования котельных установок Изд. 2-е, перераб. и доп., М., Стройиздат, 1973.
Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. Изд. 2-е, перераб. и доп., М., “Энеригя”, 1976.
Сосков В.И. Технология монтажа и заготовительные работы. Учеб для вузов по специальности “Теплоггазоснабжение и вентиляция”. М.: Высшая школа, 1989-344с.
Орлов Г.Г. Охрана труда в строительстве. Учебник для строит. Вузов. – М.: Высш. школа., 1984-343с.
Золотницкий Н.Д., Пчелинцев В.А. Охрана труда в строительстве. Под ред. Золотницкого Н.Д.Учеб для вузов. М.: Высшая школа, 1978.
Производственные и отопительные котельные. /Е.Ф. Бузников, К.Ф. Роддатис, Э.Я.Берзиньш.- 2-е изд., перераб. – М.: Энергатомиздат, 1984.-с. 248., ил
ЕНиР. Сборник Е31. Монтаж котельных установок и вспомогательного оборудования./ Госстрой СССР. –М.: Стройиздат, 1988.- 159с.
Методические указания к разделу «Организация и планирование строительного производства, включая АСУ»